Эта статья входит в число статей года
Эта статья входит в число избранных

ВВЭР-1000

Материал из Википедии — свободной энциклопедии
Перейти к: навигация, поиск
ВВЭР-1000 BalNPP hist2.jpg
Монтаж корпуса реактора ВВЭР-1000 на Балаковской АЭС
Тип реактора

водо-водяной

Назначение реактора

электроэнергетика

Технические параметры
Теплоноситель

вода

Топливо

диоксид урана

Тепловая мощность

3000 МВт

Электрическая мощность

1000 МВт

Разработка
Проект

19661971

Научная часть

Курчатовский институт

Предприятие-разработчик

ОКБ «Гидропресс»

Конструктор

В. В. Стекольников

Строительство и эксплуатация
Строительство первого образца

19741980

Местонахождение

Блок-5 НВАЭС

Пуск

1980 год

Эксплуатация

по н. в.

Построено реакторов

34

ВВЭР-1000 — ядерный реактор серии реакторов ВВЭР с номинальной электрической мощностью 1000 МВт, тепловой — 3000 МВт. В настоящее время данный тип реакторов является самым распространённым в своей серии — 34 действующих реактора (из 58-и ВВЭР), что составляет 7,5 % от общего количества эксплуатирующихся в мире энергетических реакторов всех типов.

Реактор энергетический, водо-водяной, гетерогенный, корпусной, на тепловых нейтронах, с водой в качестве теплоносителя, замедлителя и отражателя нейтронов.

Ядерное топливо — тепловыделяющие сборки (ТВС), состоящие из тепловыделяющих элементов (твэлов), содержащих таблетки из диоксида урана, слабообогащённого по 235-му изотопу.

Регулирование мощности реактора осуществляется системой управления и защиты (СУЗ) — изменением положения в активной зоне кластеров из стержней с поглощающими элементами (трубками с карбидом бора), а также изменением концентрации борной кислоты в воде первого контура.

Первым энергоблоком с реактором ВВЭР-1000 стал пятый блок Нововоронежской АЭС (реакторная установка В-187), запущенный в мае 1980 года[1]. Наиболее распространённой модификацией является серийная реакторная установка В-320[2]. Строительство блоков с ВВЭР-1000 ведётся и в настоящее время[3].

Создатели реакторов ВВЭР:

Содержание

Краткая история разработки и сооружения[править | править вики-текст]

Направление ВВЭР разрабатывалось в СССР параллельно с РБМК. В начале 1950-х гг. уже рассматривались несколько вариантов реакторных установок для атомных подводных лодок. Среди них имелась и водо-водяная установка, идея которой была предложена в Курчатовском институте С. М. Фейнбергом. Этот вариант был принят и для разработки гражданских энергетических реакторов. Работы над проектом начались в 1954 году, в 1955 году ОКБ «Гидропресс» приступило к разработке конструкции. Научное руководство осуществляли И. В. Курчатов и А. П. Александров[5].

Первоначально рассматривались несколько вариантов, техническое задание на проектирование которых было представлено Курчатовским институтом к маю 1955 года. В их число входили: ВЭС-1 — водо-водяной с алюминиевой активной зоной для низких параметров пара, ВЭС-2 — с циркониевой активной зоной и повышенными параметрами пара, ЭГВ — водогазовый реактор с перегревом пара, ЭГ — газовый реактор с графитовым замедлителем. Также рассматривался вопрос о комбинировании в одном энергоблоке ВЭС-2 для производства насыщенного пара и ЭГ для перегрева этого пара. Из всех вариантов для дальнейшей разработки был выбран ВЭС-2[6][7].

В процессе научных изысканий конструкция ВЭС-2 была существенно изменена. Одной из основных причин этого стала поэтапная модификация ядерного топлива: первоначально предполагалась загрузка 110 тонн природного урана и 12-15 тонн с 25 % обогащением, но к 1957 году было принято решение использовать однородную активную зону с 1-3 % обогащением. Также полностью поменялась конструкция топливных сборок, изменились геометрические размеры реактора, увеличились многие теплотехнические параметры. Итоговый вариант установки с реактором ВВЭР-210 был реализован в 1964 году на Нововоронежской АЭС, ставшей первой АЭС с ВВЭР[8][9].

Финская АЭС Ловииса с реакторами ВВЭР-440 — прототип станций с ВВЭР-1000

В 1970 году был запущен 2-й блок Нововоронежской АЭС с реактором ВВЭР-365, а в 1971 году — 3-й блок той же станции с реактором ВВЭР-440, который стал серийным советским реактором первого поколения. АЭС с ВВЭР-440 получили большое распространение, множество энергоблоков было построено как в СССР, так и в других странах. Первым проектом второго поколения, к которому относятся блоки с ВВЭР-1000, стал разработанный для атомной энергетики Финляндии проект энергоблока АЭС Ловииса с ВВЭР-440. В 1977 и 1980 году на этой станции было запущено два энергоблока, при создании которых использовались многие технические решения, в дальнейшем реализованные и в АЭС с ВВЭР-1000, например, железобетонная гермооболочка[5].

Работы по созданию ВВЭР-1000 начались в 1966 году, к 1969 году в Курчатовском институте было подготовлено техническое задание на проект установки, которое утвердил его научный руководитель А. П. Александров. К 1971 году проект ВВЭР-1000 был разработан ОКБ «Гидропресс» под руководством главного конструктора В. В. Стекольникова и утверждён Минсредмашем СССР[10][11].

Единичная мощность реакторов ВВЭР выросла с 440 до 1000 МВт за счёт увеличения площади теплообменной поверхности активной зоны, повышения энергонапряжённости топлива, увеличения расхода теплоносителя через реактор. Объём активной зоны был расширен примерно в 1,5 раза за счёт увеличения её высоты (условие возможностей транспортирования по железным дорогам СССР накладывало ограничения на поперечные размеры реактора). Однако мощность возросла более чем в 2 раза, что потребовало увеличения средней энергонапряжённости активной зоны примерно на 40 %. При этом разработчикам удалось снизить коэффициенты неравномерности энерговыделения примерно на 30 %. Скорость теплоносителя в реакторе возросла с 4,1 до 5,7 м/с, давление в первом контуре со 125 до 160 кгс/см²[12][13].

Также были изменены некоторые технические решения, например, число петель циркуляции теплоносителя было уменьшено с шести в ВВЭР-440 до четырёх в ВВЭР-1000. Таким образом, мощность каждой петли стала 250 МВт вместо прежних 73 МВт. Соответственно, единичная мощность главных циркуляционных насосов (ГЦН), парогенераторов и другого основного оборудования возросла более чем в 3 раза. Диаметр основных трубопроводов первого контура вырос с 0,50 до 0,85 м. В связи с применением новых ГЦН с вынесенным электродвигателем, у которых было удлинено время выбега за счёт утяжелённых маховиков, стала проще решаться проблема надёжного электроснабжения собственных нужд, так как отпала необходимость в сложном дополнительном оборудовании (генераторах собственных нужд, независимых от внешней энергосистемы)[14].

Существенным новшеством, уже опробованным на некоторых энергоблоках с ВВЭР-440, стало размещение основного оборудования реакторной установки в прочной защитной оболочке из предварительно напряжённого железобетона с внутренней газоплотной облицовкой. В целом, энергоблоки были серьёзно усовершенствованы в строительной части за счёт компоновочных и других проектных решений[15].

Первым, головным, проектом реакторной установки стал В-187, осуществлённый на 5-м блоке Нововоронежской АЭС. В дальнейшем реактор существенно дорабатывался, основное оборудование реакторной установки также претерпевало некоторые изменения, в основном, в части упрощения компоновки, а затем — улучшения систем безопасности.

Все проектные разработки реакторов ВВЭР-1000 могут быть условно разделены на несколько модификаций[3][16][17]:

  • В-187 — головной реактор, прототип дальнейших серийных проектов;
  • В-302 и В-338 — так называемая «малая серия». Модернизированы тепловыделяющие сборки, приводы СУЗ, выгородка реактора;
  • В-320 — «большая серия», серийные реакторы. Модернизирован верхний блок реактора, днище шахты, датчики внутриреакторного контроля;
  • В-392, В-392Б, В-412, В-428, В-446, В-466Б — реакторы повышенной безопасности. Модернизирована активная зона, верхний блок, корпус реактора.

Последние разработки реакторных установок на основе ВВЭР-1000 с повышенными характеристиками безопасности, одна из которых была реализована на Тяньваньской АЭС (проект В-428), легли в основу новых реакторов — ВВЭР-1200 (проект АЭС-2006). Эти реакторы собираются использовать на сооружаемых в настоящее время Нововоронежской АЭС-2 и Ленинградской АЭС-2[18].

Конструкция[править | править вики-текст]

В реакторе происходит преобразование энергии, выделяющейся при цепной реакции деления ядер урана, в тепловую энергию теплоносителя первого контура. Нагретый теплоноситель поступает с помощью циркуляционных насосов в парогенераторы, где отдаёт часть своего тепла воде второго контура. Производимый в парогенераторах пар поступает в паротурбинную установку, приводящую в движение турбогенератор, который вырабатывает электроэнергию.

Общее описание[править | править вики-текст]

1 — приводы системы управления и защиты
2 — крышка реактора
3 — корпус реактора
4 — блок защитных труб, входные и выходные патрубки
5 — шахта
6 — выгородка активной зоны
7 — топливные сборки и регулирующие стержни

Основные узлы реактора:

Реактор представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд с эллиптическим днищем, внутри которого находится активная зона и внутрикорпусные устройства. Сверху он закрыт герметичной крышкой, закреплённой шпильками, на которой располагаются электромагнитные приводы механизмов органов регулирования и защиты реактора (приводы СУЗ) и патрубки для вывода кабелей датчиков внутриреакторного контроля. В верхней части корпуса в два ряда находятся восемь патрубков для подвода и отвода теплоносителя, по два на каждую из четырёх петель, четыре патрубка для аварийного подвода теплоносителя в случае разгерметизации первого контура и один патрубок для контрольно-измерительных приборов (КИП).

Вода первого контура после передачи тепла в парогенераторах второму контуру поступает в реактор через нижний ряд напорных патрубков. Сплошная кольцевая перегородка между рядами нижних и верхних патрубков отделяет корпус реактора от внутрикорпусной шахты и формирует движение потока теплоносителя вниз. Таким образом, вода проходит вниз по кольцевому зазору между ними, затем через перфорированное эллиптическое днище и опорные трубы шахты входит в активную зону, то есть в тепловыделяющие сборки, где происходит нагрев. Из ТВС через перфорированную нижнюю плиту блока защитных труб (БЗТ) теплоноситель выходит в их межтрубное пространство, затем попадает в зазор между шахтой и корпусом уже выше кольцевой перегородки и через выходные патрубки выходит из реактора[19][20][21].

Корпус через опорное кольцо, с которым его связывает шпоночное соединение, опирается на опорную ферму. Также усилия от корпуса воспринимаются упорной фермой через шпоночное соединение.

Внутрикорпусной фланец шахты опирается на фланец корпуса, шахта удерживается от смещений и центруется шпонками в верхней и нижней части, а в центральной части — разделительным кольцом между входными и выходными патрубками. В эллиптическом днище шахты закреплены опоры, установленные под каждой ТВС и имеющие отверстия для прохода в них теплоносителя. На уровне активной зоны и вокруг неё в шахте расположена выгородка, являющаяся вытеснителем и защитным экраном. В активной зоне содержится 163 ТВС с шагом 236 мм (151 с шагом 241 мм для проекта В-187), каждая из них установлена своим хвостовиком на опору днища шахты. Головки ТВС имеют пружинные блоки, которые поджимаются БЗТ при установке крышки реактора. Нижняя плита БЗТ фиксирует головки ТВС и обеспечивает совмещение направляющих каналов для управляющих стержней в ТВС с каналами в защитных трубах БЗТ, в которых перемещаются штанги приводов СУЗ[22].

Корпус[править | править вики-текст]

Изготовление на заводе части корпуса с патрубками для подвода и отвода теплоносителя

Корпус реактора работает в очень жёстких условиях: высокое давление, температура и скорость движения теплоносителя, мощные потоки радиационного излучения (максимальный расчётный флюенс быстрых нейтронов с энергией более 0,5 МэВ — 5,7·1019 нейтр/см²). Кроме того, вода, даже очень высокой степени очистки, является коррозионно-активной средой.

Корпус представляет собой вертикальный цилиндр с эллиптическим днищем, внутри которого размещаются активная зона и внутрикорпусные устройства (ВКУ). Он состоит из фланца, двух обечаек зоны патрубков, опорной обечайки, двух цилиндрических обечаек и днища, соединённых между собой кольцевыми сварными швами.

Основной материал корпуса — сталь 15Х2НМФА (15Х2НМФА-А), толщина цилиндрической части корпуса (без наплавки) — 192,5 мм, масса — 324,4 т. Вся внутренняя поверхность корпуса покрыта антикоррозийной наплавкой толщиной 7-9 мм. В местах соприкосновения с крышкой, шахтой, а также прокладкой, внутренняя поверхность всех патрубков и некоторые другие детали имеют толщину наплавки не менее 15 мм.

Фланец корпуса выполнен из кованой обечайки, его высота 950 мм, максимальный наружный диаметр 4585 мм, минимальный внутренний 3640 мм. На торце фланца находятся 54 отверстия под установку шпилек уплотнения главного разъёма реактора (ГРР). Плотность ГРР обеспечивается путём обжатия двух никелевых прутковых прокладок толщиной 5 мм, которые устанавливаются в место контакта фланцев крышки и корпуса в кольцевые канавки треугольного (V-образного) сечения. На наружной поверхности фланца сделана переходная наплавка для приварки разделительного сильфона, другой конец которого приваривается к облицовке бетонной шахты.

В зоне патрубков в два ряда располагается восемь патрубков условным диаметром DУ 850 мм для подвода и отвода теплоносителя и пять патрубков DУ 300: четыре для системы аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ) и один патрубок КИП. Патрубки DУ 850 вытянуты из основного металла обечайки методом горячей штамповки. Верхние патрубки DУ 850 соединены с «горячими» (выходными) нитками главного циркуляционного контура, нижние — с «холодными» (входными). Двухрядное расположение патрубков позволяет уменьшить габариты корпуса и упрощает схему циркуляции теплоносителя за счёт разделения его потока сплошной кольцевой перегородкой. Патрубки САОЗ также располагаются двухрядно: два в верхней обечайке, два в нижней. Такое расположение, а также наличие втулок, выступающих из верхних патрубков САОЗ в сторону шахты, позволяет заливать активную зону и сверху, и снизу. В патрубках установлены тепловые рубашки. Патрубок КИП находится на уровне верхнего ряда патрубков DУ 850 и предназначен для вывода девяти импульсных линий: двух для подсоединения к уровнемеру и отбора проб, шести — для измерения давления над активной зоной, одной — для отбора проб. Импульсные линии имеют отключающие устройства[23][24][25].

Верхний блок[править | править вики-текст]

Верхний блок ВВЭР-1000

Верхний блок предназначен для уплотнения реактора, а также для размещения приводов СУЗ и датчиков внутриреакторного контроля. Он состоит из крышки с патрубками и траверсой, на которой установлены шаговые электромагнитные приводы СУЗ и выводы разъёмов каналов нейтронных измерений (КНИ) и температурного контроля (ТК). Материал крышки — сталь 15Х2МФА, чехлов и механической части — 08Х18Н10Т. Масса верхнего блока — 116 т.

Кроме выполнения перечисленных выше функций крышка удерживает от всплытия кассеты с топливом, блок защитных труб и шахту реактора. Штампосварная крышка имеет тарельчатую форму и состоит из эллипсоида и приварного фланца. Каждый привод СУЗ (кроме приводов РУ В-187) устанавливается внутри шестигранной трубы, через которую прокачивается воздух для охлаждения электромагнитов привода. Траверса служит для транспортировки верхнего блока, кроме того, металлоконструкция служит защитой от летящих предметов и биологической защитой[26][27][28].

Шаговые электромагнитные приводы СУЗ состоят из блока электромагнитов, блока перемещения, штанги, указателя положения и чехла. Электромагниты, находящиеся снаружи чехла, взаимодействуя с полюсами и защёлками блока перемещения внутри него, двигают штангу, на которой закреплены органы регулирования, со скоростью 20 мм/с. В случае срабатывания аварийной защиты все электромагниты отключаются, и штанга под собственным весом падает в активную зону, достигая конечного положения максимум за 4 секунды. В установке В-187 использовался другой тип приводов — линейный шаговый, однако он плохо себя зарекомендовал с точки зрения надёжности и ресурса и в последующих проектах не использовался[29].

Внутрикорпусные устройства[править | править вики-текст]

В состав внутрикорпусных устройств, которые сконструированы с учётом возможности их извлечения из реактора, входят внутрикорпусная шахта, выгородка и блок защитных труб.

Шахта предназначена для разделения входного и выходного потоков теплоносителя, защиты корпуса реактора от нейтронного и гамма-излучения и размещения в ней элементов активной зоны. Также совместно с выгородкой она входит в состав железноводного отражателя (основной отражатель — вода первого контура). Шахта представляет собой цилиндрическую обечайку с фланцем и эллиптическим днищем. В днище закреплены 163 (151 для В-187) опорные трубы (стакана) с шагом 236 мм, верхняя часть которых образует опорную плиту — вся эта конструкция служит для установки и дистанционирования ТВС. Материал — сталь 08Х18Н10Т, масса — 80,5 т. На наружной части шахты для разделения потоков теплоносителя находится кольцевое утолщение, которое соприкасается с разделительным кольцом корпуса реактора.

Блок защитных труб предназначен для фиксации головок ТВС, дистанционирования и удержания их от всплытия, для защиты органов регулирования и штанг приводов СУЗ, а также некоторых других целей.

Выгородка формирует активную зону реактора. С помощью неё снижаются протечки теплоносителя мимо активной зоны и утечка нейтронов за её пределы. Состоит из кованых колец, скреплённых шпильками и зафиксированных относительно друг друга штифтами. Материал — сталь 08Х18Н10Т, масса — 35 т[30][31].

Внутрикорпусные устройства головного проекта В-187 серьёзно отличались от «малой серии», В-302 и В-338, из-за значительных изменений в конструкции активной зоны. ВКУ серийного проекта В-320, а также всех последующих модификаций, были значительно доработаны в плане увеличения надёжности конструкции[32].

Основные нейтронно-физические особенности[править | править вики-текст]

Основной физической особенностью ВВЭР, из которой проистекают несколько других, является тесная решётка твэлов, необходимость использования которой является неизбежной из-за нейтронно-физических свойств воды. Отношение объёма воды и топлива составляет примерно 2. В сочетании с хорошими теплофизическими свойствами воды это обеспечивает компактность активной зоны и высокие значения объёмного энерговыделения. Некоторые основные нейтронно-физические особенности:

  • большая жёсткость спектра и заметная доля делений надтепловыми нейтронами;
  • большая доля делений 238U надпороговыми нейтронами из-за перекрёстного эффекта между блоками топлива;
  • взаимное «затенение» блоков топлива для нейтронов резонансных энергий;
  • малые значения длин замедления и диффузии тепловых нейтронов;
  • большой диапазон изменения различных эффектов реактивности в процессе разогрева реактора и вывода его на мощность;
  • большой начальный запас реактивности (подробнее см. раздел «Борное регулирование»);
  • устойчивость и безопасность эксплуатации;
  • возможность появления в реакторе локальных критических масс, как следствие большого начального запаса реактивности[33].

Контроль, управление и защита[править | править вики-текст]

На дальнем плане — рабочее место ведущего инженера по управлению реактором, который осуществляет контроль и управление всем технологическим процессом в реакторном отделении

В проектах с ВВЭР-1000 все приборы, оборудование и аппаратура контроля и управления реакторной установки включены в состав автоматизированной системы управления технологическим процессом. Все системы при этом, по правилам ядерной безопасности, делятся на системы (элементы) контроля и управления и системы управления и защиты[34].

Система управления и защиты[править | править вики-текст]

В установках с реакторами ВВЭР-1000 функции СУЗ по нейтронным и теплотехническим параметрам осуществляются комплексно, с помощью различных технических средств со специальным программным обеспечением. В их состав входят:

  • аппаратура контроля нейтронного потока (АКНП);
  • система группового и индивидуального управления стержнями СУЗ (СГИУ);
  • аппаратура контроля плотности выделения энергии;
  • аппаратура защиты по технологическим параметрам;
  • комплекс электрооборудования;
  • аппаратура отображения и протоколирования;
  • аппаратура логической обработки защитных сигналов;
  • аппаратура контроля вибрации внутрикорпусных устройств;
  • аппаратура коррекции показаний о нейтронном потоке;
  • аппаратура регулирования мощности;
  • аппаратура размножения сигналов;
  • аппаратура формирования аварийных команд.
Визуальное отображение параметров аппаратурой контроля нейтронного потока реактора ВВЭР-1000

Информацией о параметрах цепной реакции систему обеспечивает аппаратура контроля нейтронного потока, поэтому она является наиболее важной частью с точки зрения обеспечения ядерной безопасности. АКНП обеспечивает контроль физической мощности реактора, периода, реактивности, плотности потока нейтронов; формирование дискретных сигналов о превышении уставок срабатывания аварийной и предупредительной защит по нейтронной мощности и периоду, а также расчёт формы высотного энергораспределения в активной зоне, его характеристик (офсета) и коэффициента объёмной неравномерности. Все эти функции АКНП обеспечивает с помощью двух независимых комплектов, в состав которых входит различная аппаратура и подсистемы, а также блоки детектирования, расположенные в каналах биологической защиты реактора, в которые входят в качестве датчиков ионизационные камеры деления[35][36].

Рабочими органами СУЗ являются поглощающие стержни, которые объединены в пучки, так называемые кластеры, по 18 стержней. Один привод перемещает весь кластер, который по направляющим каналам может двигаться внутри тепловыделяющей сборки. Все ТВС оснащены каналами для входа органов регулирования, но кластеров всего 61 (ТВС — 163). Стержни представляют собой тонкостенную трубку из циркония диаметром 8,2 мм, с высотой столба поглощающего материала 3740 мм, в качестве которого используются карбид бора и, в нижней части, титанат диспрозия. С утяжелителем из стали масса одного кластера 18,5 кг и более. Первоначально использовались стержни из стали, только с карбидом бора в качестве поглотителя. В проекте В-187 отличалось их количество — 109 кластеров по 12 стержней, в последующих после В-320 проектах — до 121 кластера.

Управление кластерами чаще всего осуществляется не индивидуально, для удобства управления они объединены в группы органов, во всех проектах в 10, одна из которых используется для оперативного регулирования, 9 других — в качестве аварийной защиты и решения некоторых специфических задач, например, подавления ксеноновых колебаний. Скорость движения групп — 20 мм/с, такая скорость обеспечивает увеличение реактивности при извлечении групп не более 0,02 βэф, то есть значительно меньшее, чем предельное по правилам ядерной безопасности — 0,07 βэф. Скорость падения — 1-1,2 м/с. Важными характеристиками групп СУЗ являются их дифференциальные и интегральные эффективности, зависящие от глубины погружения в активную зону и, из-за эффектов интерференции групп и взаимного искажения нейтронного поля, от интенсивности переходного процесса в реакторе. Перед каждой новой загрузкой реактора интегральный вес всех групп и кривые их дифференциальных и интегральных эффективностей тщательно измеряются и, вместе с другими нейтронно-физическими характеристиками, используются персоналом, управляющим реактором[37][38][39].

Борное регулирование[править | править вики-текст]

Кроме поглощающих стержней, в реакторах ВВЭР используется и другой способ изменения реактивности — борное регулирование, то есть изменение концентрации жидкого поглотителя нейтронов, борной кислоты, в первом контуре. Основная задача борного регулирования заключается в компенсации медленных изменений реактивности в течение кампании реактора. На её начало запас реактивности топлива на выгорание очень большой, 30…40 βэф, его компенсируют большой концентрацией борной кислоты, 8…9 г/кг. По мере выгорания топлива его размножающие способности ухудшаются, и концентрацию борной кислоты постепенно уменьшают практически до нуля для поддержания нейтронной мощности на постоянном уровне. Существует и ряд других медленно изменяющихся эффектов, компенсируемых с помощью борного регулирования, например, шлакование топлива. Кроме борного регулирования для тех же целей в ВВЭР применяются и другие технические решения, например, стержни с выгорающим поглотителем в составе ТВС и выгорающий поглотитель, вносимый непосредственно в топливную матрицу.

Изменение концентрации борной кислоты обеспечивается с помощью системы продувки-подпитки первого контура (это одна из главных функций системы). Небольшой расход воды через систему продувки-подпитки обеспечивает очень малую скорость ввода положительной реактивности для соответствия правилам ядерной безопасности. Для увеличения концентрации борной кислоты её добавляют от системы боросодержащей воды и борного концентрата в систему продувки-подпитки, а оттуда — в первый контур. Для снижения концентрации используется система дистиллята. В конце кампании из-за очень малой концентрации бора эффективность водообмена сильно снижается, и добавление дистиллята становится крайне неэффективным, поэтому для вывода борной кислоты используются ионитные фильтры одной из систем спецводоочистки.

Использование борной кислоты в качестве поглотителя позволяет уменьшить неравномерность распределения энерговыделения по активной зоне, так как раствор изменяет нейтронно-физические характеристики равномерно по всему её объёму. Однако, из-за малой скорости ввода реактивности такой способ практически не применяется для оперативного регулирования в интенсивных переходных процессах. При этом потенциально очень сильное влияние борной кислоты на реактивность позволяет использовать изменение её концентрации в нескольких системах безопасности, которые способны вводить в первый контур большие объёмы воды с высокой концентрацией поглотителя для прекращения цепной реакции. Также борная кислота используется для обеспечения глубокой подкритичности реактора в холодном состоянии и при перегрузке топлива[40][41][42].

Контроль мощности и энерговыделения[править | править вики-текст]

Эксплуатация реакторов, в том числе на номинальной мощности, требует оперативного контроля основных нейтронно-физических и теплогидравлических параметров активной зоны. Главная причина последнего — необходимость диагностики кризиса теплообмена. Даже на номинальной мощности температура воды на поверхности оболочек некоторых твэлов близка к кипению, а у небольшого количества даже достигается местное поверхностное кипение. Возникновение объёмного кипения в активной зоне приводит к снижению коэффициента теплоотдачи, то есть к кризису теплообмена, а следовательно, к резкому увеличению температуры твэлов и возможности их повреждения.

Контроль мощности основан на измерениях нейтронной и тепловой мощностей в различных вариантах, а также полей энерговыделения. Эта задача возложена на систему внутриреакторного контроля (СВРК), которая включает в себя различные датчики нейтронного потока, теплогидравлических параметров и технологического контроля, сигналы от которых через измерительные и сигнальные кабели, коммутационные и вспомогательные устройства передаются в специальные программно-технические комплексы.

Измерение плотности потока нейтронов реализовано в системе внутриреакторного контроля на отличном от АКНП СУЗ принципе — с помощью родиевых эмиссионных датчиков прямого заряда, размещённых в каналах нейтронных измерений на семи уровнях по высоте 64 тепловыделяющих сборок. Тепловая мощность измеряется с помощью 95 хромель-алюмелевых термоэлектрических преобразователей в активной зоне, а также 16 термопар и 8 термометров сопротивления на петлях первого контура. По показаниям датчиков вычислительные комплексы несколькими методами рассчитывают тепловую мощность реактора, относительные мощности и распределения энерговыделений в ТВС реактора и предоставляют эту информацию персоналу в цифровой и графической формах. Те же данные используются для расчёта выгорания топлива.

Для обеспечения равномерного распределения энерговыделения по объёму активной зоны в ней оставляют не более 25 % от длины одной группы кластеров СУЗ при мощности реактора свыше 70 %. В случае переходных режимов, вызывающих более глубокое погружение группы органов регулирования, сразу после стабилизации мощности в первом контуре корректируют концентрацию борной кислоты для восстановления их нормального (регламентного) положения[43][44].

Для реакторов ВВЭР систему СВРК разрабатывал Курчатовский институт. Со времени постройки многих энергоблоков она была значительно модернизирована в плане быстродействия работы, достоверности показаний и других характеристик, в связи с чем на многих энергоблоках система была заменена[45][46].

Управление параметрами, пуски и остановы[править | править вики-текст]

Управление мощностью реактора осуществляется персоналом с помощью системы индивидуального и группового управления (СГИУ) или автоматического регулятора мощности (АРМ), в обоих случаях воздействием на органы регулирования (ОР)СУЗ. В случае выхода группы ОР СУЗ при регулировании из регламентного диапазона положений, зависящего от мощности реактора, в первом контуре изменяют концентрацию борной кислоты и приводят поглощающие стержни в нормальное положение. В качестве регулируемой величины используется либо нейтронная мощность, либо давление в главном паровом коллекторе второго контура, либо температура на выходе из активной зоны. В случае возникновения переходных процессов с внезапным отключением оборудования, например, одного из главных циркуляционных насосов, специальный регулятор ограничения мощности (РОМ) плавно снижает мощность реактора до соответствующей новому режиму работы с помощью воздействия на регулирующую группу ОР СУЗ. Если переходный процесс очень серьёзный, например, происходит резкая разгрузка турбогенератора, срабатывает алгоритм ускоренной разгрузки блока (УРБ), который сбросом специально выделенной для этих целей группы ОР СУЗ снижает мощность сразу на 50 % за время около 5 с.

Особенностью ВВЭР-1000 является возможность возникновения так называемых ксеноновых колебаний по высоте активной зоны, то есть аксиальных. Суть этого опасного явления в том, что во время переходных процессов вся мощность или большая её часть может сосредотачиваться в сравнительно небольшой части объёма реактора, например, в его половине, что может привести к вынужденному останову реактора для недопущения повреждения топлива. Для подавления этого эффекта используются специальные методы и алгоритмы работы систем управления. Контролируют возможность его возникновения с помощью специального интегрального параметра — аксиального офсета, управление которым обеспечивает подавление пространственной неустойчивости энерговыделения и предупреждение колебаний. Существуют и специальные приёмы по гашению ксеноновых колебаний в случае их возникновения[47][48][49].

Нестационарное отравление 135Xe после останова (Иодная яма)

Существенно усложняет процесс управления реактором его отравление — процесс накопления короткоживущих нуклидов с высоким сечением поглощения, которые участвуют в непродуктивном захвате нейтронов. При работе реактора в топливе накапливается целый ряд отравляющих нейтронный баланс изотопов, однако существенное значение имеют лишь два: 135Xe и 149Sm. Эффекты отравления и разотравления этими изотопами сложным образом влияют на характер протекания цепной реакции (например, одним из следствий явления отравления ксеноном-135 являются ксеноновые колебания), при этом в зависимости от режима работы различают стационарное и нестационарное (при изменениях мощности) отравление. Предельным и крайне нежелательным эффектом нестационарного отравления ксеноном-135 является иодная яма, самарием-149 — прометиевая яма. Попадание реактора в глубокую иодную яму после останова приводит к вынужденному простою на 20—30 часов, если не имеется большого запаса реактивности. Работа на границе иодной ямы не допускается, так как она не только очень сложна, но и опасна[50][51].

При пуске реактора первый контур разогревают до 260—280 °C главными циркуляционными насосами, а также остаточным тепловыделением топлива и электронагревателями компенсатора давления. Затем поочерёдно поднимают все группы ОР СУЗ в регламентное положение и с помощью водообмена снижают концентрацию борной кислоты в контуре. Так как в реакторе всегда (кроме первого пуска) имеется топливо, уже вступавшее в реакцию и являющееся мощным источником нейтронов из-за накопленных осколков деления, цепная реакция разовьётся самостоятельно при уменьшении подкритичности до нуля. По мере приближения реактора к критическому состоянию нейтронная мощность нарастает быстрее при постоянной скорости увеличения реактивности. В случае уменьшения периода разгона до опасных величин произойдёт срабатывание предупредительной или аварийной защиты, поэтому высвобождение реактивности производят уменьшающимися по мере приближения к критическому состоянию сериями одинаковых порций с выдержкой времени между каждой из них. Когда при очередном высвобождении реактивности подкритическая мощность возрастает в два раза, следующее такое же высвобождение переведёт реактор в критическое состояние. Действия персонала при этом основаны на предварительных расчётах пусковой концентрации борной кислоты и отталкиваются от показаний датчиков нейтронной мощности и периода, а также специальных приборов, реактиметров, алгоритм расчёта реактивности в которых основан на формуле обращённого решения уравнений кинетики[52][53][54][55].

Останов реактора и перевод его в подкритическое состояние производят увеличением концентрации борной кислоты и погружением в него поглощающих стержней ОР СУЗ. В случае нормального останова, например, для проведения планового ремонта и перегрузки топлива в конце кампании реактора, процесс осуществляется плавно с определённой скоростью. В случае срабатывания предупредительной или аварийной защиты — очень быстро, примерно за 10 секунд. При этом важной проблемой является остаточное тепловыделение, которое в первые минуты составляет до 6,5 % от номинальной мощности, но быстро уменьшается — на 75 % в первые сутки после останова. Для отвода остаточного энерговыделения после снижения давления в первом контуре и отключения главных циркуляционных насосов используется система аварийно-планового расхолаживания[56][57].

Аварийная и предупредительная защита[править | править вики-текст]

Ключ аварийной защиты реактора ВВЭР-1000

Срабатывание аварийной защиты (АЗ) реакторов ВВЭР-1000 может быть инициировано как автоматически, при получении системой определённых сигналов от датчиков, так и в результате воздействия персонала на специальный ключ на панели управления.

Автоматически срабатывание АЗ происходит по ряду уставок срабатывания, к ним относятся уставки по периоду, уровню нейтронного потока, множеству теплотехнических параметров: давлению, температуре, уровням теплоносителя в различном оборудовании и частях реакторной установки, их разностям и определённым комбинациям. Эти комбинации сигналов рассчитаны таким образом, что автоматически диагностируют определённые аварии, например, совпадение сигналов «давление в паропроводе 2-го контура менее 50 кгс/см²» и «разность температур насыщения 1-го и 2-го контура более 75 °C» говорит о разрыве паропровода 2-го контура или линий питательной воды парогенераторов (могут быть и другие причины), а разность температуры насыщения 1-го контура и температуры в любой горячей нитке петель менее 10 °C — о течи 1-го контура. Кроме недопустимых нейтронно-физических и теплотехнических параметров, срабатывание защиты могут инициировать и другие события: отключение главных циркуляционных насосов, обесточивание оборудования СУЗ, сейсмическое воздействие более 6 баллов, избыточное давление под гермооболочкой более 0,3 кгс/см² (большая течь 1-го или 2-го контура в пределах гермооболочки). Кроме уставок автоматического срабатывания существует широкий ряд случаев, когда срабатывание защиты обязан инициировать персонал воздействием на ключ АЗ.

При срабатывании аварийной защиты отключается питание электромагнитов приводов СУЗ, и все поглощающие стержни под собственным весом падают в активную зону, переводя реактор в подкритическое состояние максимум за время около 10 секунд. Алгоритм срабатывания сопровождается включением насосов борного концентрата, через систему продувки—подпитки вводящих борную кислоту в 1-й контур. В случае некоторых серьёзных сигналов, говорящих о течах 1-го контура, вместе со срабатыванием АЗ запускаются высокопроизводительные аварийные насосы, напрямую закачивающие всё большее количество раствора борной кислоты в 1-й контур по мере снижения в нём давления. Также при серьёзных сигналах всё оборудование внутри гермооболочки отсекается от обстройки специальной защитной арматурой — пневматическими отсечными клапанами и задвижками, способными закрыться за несколько секунд несмотря на большие диаметры трубопроводов. Исходя из требований безопасности их не меньше трёх на каждом трубопроводе, сообщающемся с оборудованием внутри гермооболочки, часть внутри неё, часть снаружи.

Кроме аварийной, в реакторах ВВЭР-1000 существует так называемая предупредительная защита, уставки которой меньше. По сигналам срабатывания предупредительной защиты или налагается запрет на дальнейший подъём мощности, или группы стержней СУЗ поочерёдно начинают двигаться с обычной скоростью вниз, пока сигнал не снимется. По некоторым сигналам предупредительная защита осуществляет алгоритм ускоренной разгрузки блока, когда одна из групп сбрасывается вниз, снижая мощность сразу на 50 %. Инициировать срабатывание предупредительной защиты и ускоренного её варианта также может персонал воздействием на специальные ключи[58][59][60][61].

Ядерное топливо[править | править вики-текст]

Головки ТВС-2М (сборки в чехле свежего топлива)

Ядерное топливо для реакторов ВВЭР-1000 производится Новосибирским заводом химконцентратов[62] и заводом «Элемаш»[63], поставляется компанией «ТВЭЛ»[64]. За годы эксплуатации реакторов оно претерпело серьёзнейшую модернизацию, в настоящее время последними разработками являются конкурирующие модели тепловыделяющих сборок — несколько модификаций ТВСА (ОКБМ им. И. И. Африкантова)[65] и ТВС-2М (ОКБ «Гидропресс»)[66]. Первая используется на энергоблоках Калининской АЭС, АЭС Темелин (Чехия) и почти на всех блоках с ВВЭР-1000 Украины и Болгарии. Вторая — на всех остальных. Пытается выйти на рынок топлива для ВВЭР-1000 Westinghouse Electric Company, которая в 2011 году начала поставки своих ТВС на Украину. Согласно заключённому в 2008 году контракту, Westinghouse поставит не менее 630 ТВС в течение 2011—2015 годов для поэтапной замены российского топлива на минимум 3 энергоблоках с ВВЭР-1000[67]. Предыдущая попытка Westinghouse поставок топлива на станцию с ВВЭР-1000, АЭС Темелин, закончилась крайне неудачно — досрочной выгрузкой топлива и сменой поставщика чешской стороной обратно на российский ТВЭЛ[68].

Тепловыделяющий элемент[править | править вики-текст]

Твэлы на производственной линии

Твэл представляет собой герметичную трубку из циркония, легированного ниобием для увеличения пластичности. Температура плавления материала около 1900 °C, при температуре выше 350 °C прочностные свойства ухудшаются. Толщина оболочки 0,65 мм, наружный диаметр трубки 9,1 мм. Длина твэла 3800 мм, масса — 2,1 кг. Внутри располагаются таблетки урана и пружина в верхней части, компенсирующая их тепловые перемещения.

В твэл помещены таблетки диоксида урана с плотностью 10,4—10,7 г/см³, каждая с наружным диаметром 7,57 мм и высотой 20 мм. В середине таблетки имеется отверстие диаметром 1,2 мм, края скошены фасками. Зазор между таблеткой и оболочкой, а также центральное отверстие предназначены для возможности увеличения таблетки в результате радиационного распухания. Таблетки зафиксированы в твэле разрезными втулками. Общая длина столба таблеток — 3530 мм (на мощности удлиняется на 30 мм), они занимают 70 % пространства внутри тепловыделяющего элемента, остальное пространство занимают газы. При изготовлении в твэлы закачивают гелий до давления 20—25 кгс/см², в процессе эксплуатации к нему добавляются газообразные продукты деления, увеличивающие давление внутри элемента до 50—80 кгс/см². При работе на мощности средняя температура в центре таблеток составляет 1500—1600 °C, на поверхности — около 470 °C. Тепловая энергия при протекании цепной реакции выделяется с интенсивностью 450 Вт/см³. Все таблетки в твэле и, обычно, во всей ТВС имеют одинаковое обогащение, кроме последних разработок со 150 мм необогащённого урана в торцах. Стандартные обогащения для ВВЭР-1000[69][70]:

  • 1,6 — 2,0 — 2,4 — 3,0 — 3,6 — 4,0 — 4,4 — 5,0 %

Первоначально использовались таблетки с внутренним отверстием 2,35 мм и максимальным обогащением до 4,4 %. В качестве материала оболочки использовался сплав Э110 с 1 % ниобия, в 2000-х годах начали использовать новый материал — Э635 с 1 % Nb, 1—1,5 % Sn и 0,3—0,5 % Fe, улучшенный с точки зрения радиационной ползучести. Улучшение сплава Э635 объясняется важной ролью α-твёрдого раствора, обогащённого железом[71][72][73]. Внутреннее отверстие было уменьшено до 1,2 мм, максимальное обогащение увеличено до 5 %. Важным улучшением стало использование выгорающего поглотителя — оксида гадолиния, вносимого непосредственно в топливную матрицу (такие твэлы называют ТВЭГами). Это позволяет снизить избыточную реактивность свежего топлива с высоким обогащением[74][75].

Тепловыделяющая сборка[править | править вики-текст]

Верхняя часть ТВС

Применяющиеся на ВВЭР-1000 бесчехловые тепловыделяющие сборки (ТВС) имеют шестигранную форму. Длина сборки около 4,5 м, масса — 760 кг, объём — 80 л, размер «под ключ» — 234 мм. Общее их число в активной зоне — 163. Каждая состоит из 312 твэлов и имеет 18 трубчатных каналов для входа рабочих органов СУЗ. Они находятся на расстоянии 3,65 мм друг от друга, с шагом размещения 12,75 мм. В головном проекте В-187 конструкция топлива существенно отличается: 151 ТВС, в каждой 317 твэлов, размер «под ключ» 238 мм, имеется чехол из циркониевого сплава по аналогии с конструкцией ТВС для ВВЭР-440. В последующих после серийных реакторов проектах количество твэлов 311, что связано с увеличением количества ТВС с кластерам СУЗ до 121 (в серийных 61).

Основную часть ТВС составляет пучок твэлов, каждый из которых крепится в нижней части к хвостовику ТВС соединением типа «ласточкин хвост». Сверху пучок элементов через пружины упирается в головку, максимальный ход пружин 22 мм. Каркас конструкции составляет 18 трубчатых направляющих канала и 12-15 дистанционирующих решёток. Номинальный расход воды через каждую ТВС — около 500 м³/ч, средняя её скорость при этом составляет 5,6 м/с. На каждую ТВС действует гидравлическая сила выталкивания примерно 450 кгс.

Перегрузка топлива осуществляется частями, в конце кампании реактора часть ТВС специальной перегрузочной машиной выгружается и такое же количество свежих сборок загружается в активную зону. По мере модернизации реализовывались различные варианты кампаний, наиболее современными являются кампании с перегрузкой раз в 1,5 года трети активной зоны и раз в год пятой части активной зоны, то есть каждая сборка эксплуатируется 4,5 и 5 лет соответственно.

С начала 90-х годов велись непрерывные работы по модернизации топлива для ВВЭР-1000 по двум альтернативным направлениям (ТВС-2 и ТВС-А). Специалисты отмечают около шести поколений ТВС:

  • чехловые ТВС головного проекта В-187;
  • ТВС без чехла, разработанные для двухлетнего топливного цикла со стержнями с выгорающим поглотителем (СВП), в которых только центральная трубка, оболочки твэлов и СВП изготавливались из циркониевого сплава Э110, всё остальное — из нержавеющей стали типа 08Х18Н10Т (для оболочек ПЭЛов — 06Х18Н10Т). Внутри трубок СВП находился размешанный в расплаве алюминиевого сплава ПС-80 порошок диборида хрома с содержанием бора во всей смеси 1,5 %. Максимальное обогащение ураном-235 при этом составляло 4,4 %. Такая конструкция обеспечивала среднюю глубину выгорания около 43 МВт·сут/кг и продолжительность кампании около 290 эфф. суток;
Сборки на заводе: слева ТВС-А, справа — ТВС-2
  • ТВС с каркасом из нержавеющей стали для трёхлетнего топливного цикла;
  • ТВС-М с каркасом из нержавеющей стали со съёмными головками для 3-4-летнего цикла;
  • УТВС, в которых направляющие каналы и дистанционирующие решётки стали изготавливать из циркониевого сплава вместо стали, что улучшило их нейтронно-физические свойства. Сборки также стали разборными. Продолжительность кампании увеличилась до 330 эфф. суток;
  • ТВС-2 и ТВС-А. Конструкция сборок была существенно изменена. В сборке разработки ОКБ «Гидропресс», ТВС-2, для решения проблемы искривления каркас был выполнен жёстким с помощью точечной приварки направляющих каналов к дистанционирующим решёткам, а также замены материала: их стали изготавливать полностью из нового циркониевого сплава Э-635. В альтернативной сборке ОКБМ им. И. И. Африкантова, ТВС-А (также целиком циркониевой), жёсткий каркас был сформирован уголками, приваренными к дистанционирующим решёткам. Обе конструкции позволили решить важную техническую проблему механического искривления, существенно увеличить глубину выгорания топлива (примерно до 50 МВт·сут/кг и продолжительность кампании до 360—370 эфф. суток). В дальнейшем оба направления конструкции получили развитие — ТВС-2М[76], усовершенствованные ТВС-2, созданные с целью реализации 18-месячного топливного цикла (около 510 эфф. суток) и несколько модификаций ТВС-А: ТВСА-PLUS, ТВСА-АЛЬФА и ТВСА-12[77]. Новые сборки имеют увеличенное до 5 % (в перспективе до 6 %) максимальное обогащение и ураноёмкость (в том числе за счёт удлиняющих вставок в торцы твэлов таблеток необогащённого урана, так называемых бланкетов, общей длиной 150 мм), позволяющих обеспечить переход к длительным топливным циклам — 4,5 года с перегрузкой каждые 1,5 года для ТВС-2М и пять лет с перегрузкой каждый год для ТВС-А.

После выгрузки из активной зоны реактора отработанного топлива его помещают в специальный бассейн выдержки, располагающийся рядом с реактором, и хранят 3-4 года для снижения остаточного энерговыделения. Затем отправляют для хранения, захоронения или переработки[74][78][79][80][81].

Нуклидный состав[править | править вики-текст]

Примерная зависимость уменьшения 235U и накопления 239Pu от глубины выгорания в ВВЭР с топливом обогащением около 4 %

Одной из важнейших характеристик топливного цикла является глубина выгорания, характеризующая отношение количества выгоревшего делящегося нуклида 235U к его начальной загрузке. В ВВЭР-1000 при 3—5-летней кампании с частичными перегрузками (обогащение топлива 3—5 %) достигается глубина выгорания 40—55 МВт·сут/кг (в максимально напряжённых твэлах больше). Содержание 235U в твэле снижается за 3—4 года работы, например, с 4,4 % в свежей ТВС до 0,6—0,8 % перед выгрузкой её из реактора.

Кроме выгорания 235U в реакторах, работающих на уране, происходит образование нового делящегося нуклида (конверсия ядерного топлива) — 239Pu, как следствие радиационного захвата нейтронов ядрами 238U. Затем, в результате реакций на 239Pu, образуются также ядра 240Pu, 241Pu и 242Pu. Коэффициент воспроизводства (конверсии) для ВВЭР — примерно 0,5—0,6, максимальное количество 238U, переработанного в 239Pu, — 3 %. Примерный изотопный состав плутония при достижении максимального выгорания топлива (так называемый ВВЭР-Pu) — 60 % 239Pu, 24 % 240Pu, 12 % 241Pu и 4 % 242Pu.

Среди продуктов деления 235U — более 250 различных ядер, около четверти из которых являются шлаками, то есть стабильными и долгоживущими нуклидами, участвующими в непроизводительном захвате нейтронов. При работе реактора их концентрация монотонно возрастает, после останова — не уменьшается. Этот процесс называют шлакованием ядерного реактора, он приводит к потере части реактивности топлива в течение кампании.

При глубоком выгорании в ВВЭР также накапливаются высшие актиниды — 241-242-243Am, 243-244-245Cm, Bk, Cf. Спонтанное деление и α-распад этих элементов вносят достаточно значительный вклад в активность отработавшего топлива, несмотря на их небольшое количество (около 1 кг/т)[82][83].

Реакторная установка с ВВЭР-1000[править | править вики-текст]

Энергоблок с ВВЭР-1000 Ровенской АЭС, на переднем плане реакторное отделение

Реакторные установки с ВВЭР-1000 работают по двухконтурной схеме циркуляции. По уровню безопасности они почти идентичны европейским и американским установкам с реакторами PWR[84][85][86]. Для каждого энергоблока сооружается отдельный главный корпус. Всё оборудование реакторной установки, а также специальные технологические системы (системы безопасности и вспомогательные системы) размещаются в реакторном отделении энергоблока, представляющем собой сооружение особой конструкции.

Реакторное отделение состоит из герметичной и негерметичной частей. В герметичной части, называемой обычно гермооболочкой, располагается оборудование первого контура и реактор. Гермооболочка выполнена в виде цилиндра из предварительно напряжённого железобетона толщиной 1,2 метра, внутренним диаметром 45 метров и высотой 52 м, с отметки 13,2 м над уровнем земли, где находится её плоское днище, до отметки 66,35 м, где находится вершина её куполообразного верха. Общий объём — 67 000 м³. Всё крупное основное оборудование в гермооболочке обслуживается круговым полноповоротным краном, а в малодоступных местах — монорельсами с электротельферами.

Негерметичная часть, называемая обстройкой, асимметрично окружает оболочку и представляет собой в плане квадрат со стороной в 66 м. Обстройка уходит под землю на 6,6 м и возвышается на 41,4 м, внутрь неё предусмотрен железнодорожный въезд для доставки грузов под гермооболочку, в днище которой имеется большой транспортный люк. На обстройке располагается вентиляционная труба для сдувок из производственных помещений, диаметром 3 м, с относительной отметкой верха 100 м.

Все крупные устройства и трубопроводы оснащены гидроамортизаторами, сложной системой опор, подвесок, ограничителей и другого оборудования для защиты от землетрясений, воздействия реактивных сил и летящих предметов при разрушении оборудования, а также для снижения вибрации технологического оборудования и корпуса РУ. Кроме крупного оборудования, описываемого ниже, в состав всех систем входят трубопроводы, множество разнообразной запорной, регулирующей, защитной и предохранительной арматуры, различные датчики, термопары и другое[87][88].

Первый контур[править | править вики-текст]

Пространственная схема первого контура серийной РУ с ВВЭР-1000.
CP-1,2,3,4 — циркуляционные насосы; SG-1,2,3,4 — парогенераторы; NR — ядерный реактор; P — компенсатор давления

В первом контуре циркулирует теплоноситель — некипящая вода под давлением около 16 МПа (160 кгс/см²). Теплоноситель поступает в реактор с температурой около 289 °C, нагревается в нём до 322 °C и по 4 циркуляционным петлям направляется в парогенераторы («горячие» нитки), где передаёт своё тепло теплоносителю второго контура. Из парогенераторов вода главными циркуляционными насосами возвращается в реактор («холодные» нитки). Для поддержания стабильности давления и компенсации изменений объёма теплоносителя при его разогреве или расхолаживании используется специальный компенсатор давления (компенсатор объёма), соединённый с одной из «горячих» ниток. Общий объём первого контура — 370 м³.

Парогенератор ПГВ-1000

Главные циркуляционные трубопроводы (ГЦТ) внутренним диаметром 850 мм соединяют оборудование первого контура. Они расположены попарно, в противоположных сторонах от реактора с углом между парными петлями 55°. Конструкция трубопроводов и способы их закрепления рассчитаны на восприятие нагрузки при землетрясении силой 9 баллов по шкале MSK-64 с одновременным воздействием нагрузок от полного разрыва одной из циркуляционных петель. Для различных целей ГЦТ соединены с помощью вваренных патрубков, штуцеров и герметичных чехлов со множеством вспомогательных и аварийных систем. В местах врезки установлены ограничители расхода (ограничители течи) для уменьшения течей при разрыве трубопроводов вспомогательных систем. Трубки контроля и измерений параметров врезаны через отключающие устройства, предотвращающие течи в случае их разрыва. Температурные расширения ГЦТ компенсируются перемещением парогенераторов и циркуляционных насосов на роликовых опорах. Крупное оборудование также оснащено мощными гидроамортизаторами.

Парогенератор предназначен для передачи энергии, произведённой в активной зоне реактора, во второй контур. В РУ с ВВЭР-1000 используются парогенераторы ПГВ-1000, горизонтальные, с трубчатой поверхностью теплообмена. Теплоноситель первого контура проходит через 11 500 теплопередающих трубок внутри корпуса парогенератора, нагревая воду второго контура. Кипящая вода второго контура преобразуется в пар и через сборные паропроводы поступает к турбине. Пар вырабатывается насыщенный, с температурой 280 °C, давлением 6,4 МПа и влажностью 0,2 % при температуре питательной воды 220 °C. Тепловая мощность каждого парогенератора 750 МВт, паропроизводительность — 1470 т/ч, масса без опор — 322 т, с опорами и полностью заполненного водой — 842 т.

Главные циркуляционные насосы (ГЦН) обеспечивают принудительную циркуляцию теплоносителя через первый контур. В серийных установках применяется ГЦН-195М (в более поздних — ГЦН-А). Это вертикальный центробежный одноступенчатый насос с блоком торцевого уплотнения вала, консольным рабочим колесом, осевым подводом теплоносителя, выносным электродвигателем. Производительность — 20 000 м³/ч, напор — 6,75 кгс/см², частота вращения — 1000 об/мин, мощность 7000—5300 кВт (на холодной и горячей воде), масса — 140 т. Насос имеет собственную маслосистему, с общим расходом масла около 28 м³/ч. В случае отключения одного ГЦН мощность реактора снижается на 36 %, двух — на 60 %, более — реактор останавливается действием аварийной защиты. При этом даже при отсутствии работающих насосов в первом контуре сохраняется естественная циркуляция теплоносителя, обеспечивающая необходимый теплосъём с топлива для расхолаживания установки.

Монтаж компенсатора давления РУ с ВВЭР-1000

С помощью компенсатора объёма обеспечивается создание и поддержание давления в первом контуре. В нём происходит кипение воды, которое создаёт в верхней его части так называемую «паровую подушку». Компенсатор представляет собой вертикальный сосуд с эллиптическим днищем, в нижней части которого расположены 28 блоков электронагревателей общей мощностью 2520 кВт. Для повышения давления в первом контуре теплоноситель в компенсаторе нагревается электронагревателями. Для понижения — в паровое пространство производится впрыск из «холодной» нитки первой петли, что приводит к конденсации части пара и снижению давления. При низком давлении в первом контуре (менее 2 МПа) паровая подушка неэффективна, поэтому в конце расхолаживания и начале разогрева реакторной установки пар в компенсаторе заменяют азотом. Для аварийного снижения давления предусмотрено импульсное предохранительное устройство, сбрасывающее пар с расходом до 150 кг/с в бак-барботёр, основное предназначение которого — приём и охлаждение протечек предохранительных клапанов[89][90][91].

Вспомогательные системы[править | править вики-текст]

Большинство вспомогательных систем располагаются в обстройке реакторного отделения и соединены с оборудованием внутри гермооболочки трубопроводами, проходящими через специальную герметизирующую систему трубных проходок. На входе и выходе из них на каждом трубопроводе имеется специальная защитная арматура — локализующая группа (не менее трёх пневматических отсечных клапанов или задвижек). Группы способны закрыться по сигналам о течах за несколько секунд, несмотря на большие диаметры трубопроводов. Такие меры предусматриваются для полной герметизации внутренней оболочки в случае тяжёлой аварии.

Самой крупной и важной вспомогательной системой является система подпитки—продувки первого контура. С помощью неё осуществляется борное регулирование, поддержание сложного водно-химического режима, возврат организованных и восполнение неорганизованных протечек первого контура, а также ряд других функций. Основные функции система выполняет, непрерывно выводя из первого контура часть теплоносителя, 10—60 м³/ч, что называется продувкой. Возврат этой воды обратно, очищенной и с нужной концентрацией борной кислоты и определённых реагентов, называется подпиткой. Система является важной для безопасности и функционирует во всех режимах работы установки. В её состав входят 3 мощных подпиточных насоса с собственной маслосистемой, у каждого из которых имеется по предвключённому (бустерному) насосу, которые обеспечивают необходимый для бескавитационной работы подпор для основного насоса, около 5 кгс/см². Основные насосы создают давление около 180 кгс/см² (выше, чем в первом контуре для «продавливания» в него воды) при расходе, равном расходу продувки. Такие высокие параметры достигаются благодаря частоте вращения 8900 об/мин, которую можно бесступенчато регулировать с помощью специального устройства — гидромуфты. Воздействием на регулятор гидромуфты можно изменять расход и давление насоса в широких пределах, обеспечивая нужные характеристики. Кроме насосов в систему продувки—подпитки входит большое количество крупного оборудования — множество теплообменников различного назначения, деаэраторы, баки. Свои насосы, теплообменники, баки и фильтры имеет и маслосистема основных подпиточных насосов. Система продувки—подпитки соединена с первым контуром и множеством вспомогательных систем.

В деаэраторе подпиточной воды постоянно выделяется водород, который необходимо удалять во избежание накопления его опасных концентраций. Для этого используется система дожигания водорода, в которой производится окисление (сжигание) этого газа на платиновом катализаторе. В состав системы входят охладители, газодувки, электронагреватели, контактные аппараты, холодильник-сепаратор и бак-гидрозатвор.

Система боросодержащей воды и борного концентрата предназначена для создания запаса и хранения раствора борной кислоты, а также подачи его через систему продувки—подпитки в первый контур при борном регулировании. Система включает в себя множество насосов, баков большого объёма и монжюс боросодержащей воды.

Для хранения и подачи добавочной дистиллированной воды в различные технологические системы, в том числе через систему продувки—подпитки в первый контур для снижения концентрации борной кислоты используется система дистиллята. В неё входят несколько баков и насосов.

Из-за радиолитического разложения воды первого контура в нём постоянно образуется водород и кислород, которые необходимо связывать во избежание накопления и усиления коррозионной активности теплоносителя. Для этого с помощью узла реагентов реакторного отделения в первый контур через систему продувки—подпитки постоянно добавляют специальные реагенты в определённых количествах. В качестве таких реагентов используют аммиак (поддержание нормированной концентрации водорода), гидразин-гидрат (для тех же целей, но при низкой температуре в контуре) и едкий кали (поддержание требуемого pH теплоносителя). В состав системы входят баки реагентов и насосы-дозаторы.

При работе установки в первом контуре образуются нерастворимые, взвешенные активированные мелкодисперсные продукты коррозии конструкционных материалов, а также радионуклиды коррозионного происхождения в коллоидной форме. Для уменьшения их отложений на поверхностях трубопроводов и оборудования используется система высокотемпературной байпасной очистки теплоносителя первого контура (СВО-1). Она располагается в гермооболочке и состоит из четырёх цепочек, непосредственно соединённых с каждой петлёй главного циркуляционного контура. В каждую цепочку входят фильтр, наполненный высокотемпературным сорбентом — крошкой из губчатого титана, и установленные после него фильтры-ловушки на случай разрушения сорбента. Система работает непрерывно при эксплуатации установки, каждая цепочка пропускает через себя 60—100 м³/ч, что составляет примерно 0,5 % от расхода теплоносителя, циркулирующего по всем петлям. Эффективность очистки при этом составляет 50—95 %.

Для очистки продувочной воды, выводимой из первого контура системой продувки—подпитки, а также организованных протечек предназначена система низкотемпературной очистки продувочной воды первого контура (СВО-2). В этой системе вода очищается от продуктов коррозии, радионуклидов и химических примесей с помощью фильтрования и ионного обмена. В неё входит две одинаковые нитки, каждая из которых состоит из двух параллельно включённых катионитовых фильтров, последовательно с ними включённого анионитного фильтра и ловушки ионитов на случай их разрушения. В качестве фильтрующего материала используются различные типы ионообменных смол.

Для сбора, охлаждения и возврата организованных протечек в первый контур предназначена система оргпротечек, в которую входят бак, теплообменник и насосы. Часть оборудования системы располагается в гермооболочке, часть в обстройке.

Система спецканализации предназначена для приёма и сбора всех неорганизованных протечек реакторного отделения и дальнейшей перекачки их на очистку. Она состоит из системы металлических приямков-гидрозатворов (трапов), которые замоноличены в полы всех помещений реакторного отделения. Попадая в трапы, протечки отовсюду сливаются в единый бак. В состав системы входят также монжюсы и насосы для откачки бака спецканализации и монжюсов.

Система спецгазоочистки предназначена для очистки газообразных сдувок из технологических помещений реакторного отделения от радиоактивных инертных газов, радиоактивного иода и аэрозолей. Очистка производится несколькими ступенями: сначала фильтрами со стекловолокном, затем адсорбционными фильтрами-колоннами, загруженными активированным углём, затем цеолитовыми фильтрами. Также в состав системы входят газодувки, теплообменники и электронагреватели.

Для обеспечения вентиляции рабочих мест персонала и технологических помещений, а также для создания разрежения в необслуживаемых помещениях с высоким уровнем радиации, что позволяет предотвратить переток загрязнённого воздуха в более «чистые» помещения, используется система вентиляции реакторного отделения. В неё входит множество мощных вентагрегатов, разветвлённая система воздуховодов и фильтры на основе активированного угля и ткани Петрянова. Вентиляционное оборудование имеется как в гермооболочке, так и в обстройке.

Для предотвращения попадания радиоактивных веществ из первого контура в техническую воду предназначена система промконтура. Вода этой системы циркулирует по замкнутому контуру, охлаждая различное оборудование с радиоактивным теплоносителем, например, теплообменники системы продувки—подпитки. Сам же промконтур охлаждается технической водой. Таким образом, при нарушении герметичности оборудования, непосредственно связанного с первым контуром, радиоактивные изотопы не попадут в техническую воду. В состав системы входят насосы, теплообменники и бак-расширитель, необходимый ввиду замкнутости системы.

Для смазки и охлаждения опорно-упорных подшипников главных циркуляционных насосов, а также нижних и верхних подшипников их электродвигателей предназначена система маслоснабжения ГЦН. В её состав входят маслобаки, маслонасосы, маслофильтры и маслоохладители. Система обеспечивает подачу масла на каждый ГЦН с расходом около 28 м³/ч и температурой не более 46 °C.

Для заполнения маслосистем ГЦН и подпиточных насосов, а также откачки масла из реакторного отделения на очистку предназначена система маслоснабжения реакторного отделения. В её состав входит несколько маслонасосов и маслобаков, в том числе для аварийного слива масла из систем маслоснабжения ГЦН и подпиточных насосов.

Система продувки парогенераторов предназначена для поддержания требуемого водно-химического режима воды парогенераторов со стороны второго контура (котловой воды). Часть котловой воды из мест наиболее вероятного скопления продуктов коррозии, солей и шлама непрерывно (с расходом 7,5 м³/ч) и периодически (с расходом 60 м³/ч) отбирается для очистки. В состав системы входят теплообменники, расширители продувки, насосы и бак.

Для охлаждения бассейна выдержки отработавшего ядерного топлива используется система расхолаживания бассейна выдержки. Необходимость этого обусловлена остаточным энерговыделением топлива после его использования, из-за которого его хранят 3—4 года в специальном бассейне рядом с реактором. В состав системы, состоящей из трёх одинаковых каналов для резервирования, входят теплообменники и насосы.

Система подачи сжатого воздуха на пневмоприводы, состоящая из трёх независимых каналов, предназначена для накопления и подачи сжатого воздуха высокого давления на пневматические приводы быстродействующей отсечной арматуры для её открытия или закрытия, а также для снабжения воздухом пусковых баллонов резервных дизельных электростанций реакторного отделения. В её состав входят компрессорная станция и воздухосборники[92][93][94].

Системы безопасности[править | править вики-текст]

Системы безопасности предназначены для осуществления так называемых критических функций безопасности во время аварий, в эти функции входят:

  • контроль цепной реакции, то есть останов реактора и контроль его подкритичности после останова;
  • отвод остаточных энерговыделений реактора;
  • ограничение распространения радиоактивных продуктов.

Набор систем безопасности определяется проектом в зависимости от необходимости выполнения этих функций. При создании систем безопасности ВВЭР-1000 использовались принципы: физического разделения каналов, разнообразия принципов работы используемого оборудования, независимости работы разных систем друг от друга. Ко всем системам безопасности применён принцип единичного отказа, в соответствии с которым функции безопасности выполняются при любом независимом от исходного события, вызвавшего аварию, отказе в системах безопасности. Это ведёт к необходимости резервирования систем безопасности. В серийных установках с ВВЭР-1000 кратность резервирования принята равной 3·100 % (во многих американских и европейских проектах эта величина составляет лишь 3·50 %), то есть каждая система безопасности состоит из трёх независимых каналов, каждый из которых самостоятельно способен обеспечивать выполнение проектных функций. В некоторых последующих после серийного проектах установок, например Тяньваньской АЭС (проект В-428), кратность резервирования составляет 4·100 %[95][96].

Перевод реактора в подкритическое состояние при авариях и поддержание в этом состоянии осуществляет система аварийной защиты (см. раздел Аварийная и предупредительная защита).

Система аварийного впрыска бора подаёт раствор борной кислоты в первый контур при давлении в нём 160—180 кгс/см². Это необходимо при авариях с выделением положительной реактивности в активной зоне с сохранением высокого давления в контуре. Концентрация раствора — 40 г/кг, расход одного канала системы — 6 м³/ч, подача раствора обеспечивается не более чем через 5 минут после аварийного сигнала. В состав системы входят баки аварийного запаса борного концентрата и насосные агрегаты.

Система аварийного ввода бора подаёт раствор концентрацией 40 г/кг с расходом не менее 100 м³/ч при давлении в первом контуре 100 кгс/см², при давлении 15—90 кгс/см² — с расходом не менее 130 м³/ч. Эти расходы обеспечивает один канал. Подача раствора начинается не позднее, чем через 35—40 секунд с момента установления в первом контуре необходимого давления. В состав системы входят баки аварийного запаса борного концентрата и насосные агрегаты.

Система аварийно-планового расхолаживания предназначена как для аварийного расхолаживания активной зоны и отвода остаточных энерговыделений, так и для планового расхолаживания установки при останове и отводе остаточных энерговыделений при перегрузке топлива. Система каждым своим каналом обеспечивает подачу раствора борной кислоты концентрацией 16 г/кг с расходом 250—300 м³/ч при давлении в первом контуре 21 кгс/см² и 700—750 м³/ч при давлении 1 кгс/см². Начинает подачу не позднее, чем через 35—40 секунд с момента установления в первом контуре необходимого давления. В состав системы входят насосы, бак-приямок борированной воды объёмом 500 м³ в гермооболочке (от него также имеют возможность работать система аварийного ввода бора и спринклерная система) и теплообменники аварийно-планового расхолаживания.

Спринклерная система предназначена для локализации аварий с разрывом трубопроводов первого и второго контура в пределах гермооболочки. При такой аварии в гермооболочке возрастает давление, а она по проекту рассчитана на давление не более 5 кгс/см². Чтобы не допустить её разрушения, а также связать радиоактивные изотопы иода и осуществлять аварийное заполнение бассейна выдержки топлива, спринклерная система подаёт раствор борной кислоты во множество форсунок под куполом гермооболочки. С помощью орошения спринклерным раствором во внутреннем объёме оболочки конденсируется пар и снижается давление. В состав системы входят центробежные и водоструйные насосы, баки спринклерного раствора и распылительные форсунки.

Пассивная часть системы аварийного охлаждения активной зоны (система гидроаккумуляторов САОЗ) предназначена для работы в условиях аварий с большими течами. Эта система пассивная, то есть не требует для выполнения своих функций подачи команд на включение и снабжения энергией. Она состоит из четырёх гидроаккумуляторов, вертикальных цилиндрических сосудов с 50 м³ раствора борной кислоты концентрацией 16 г/кг в каждом. Гидроёмкости находятся в гермооболочке, непосредственно связаны с реактором и отсечены от него обратными клапанами. Давление в ёмкостях 60 кгс/см² (создаётся закачанным в них азотом), поэтому при нормальном давлении в первом контуре обратные клапаны закрыты, так как на них давит теплоноситель из реактора. При снижении давления в первом контуре ниже 60 кгс/см², обратные клапаны самостоятельно открываются, и раствор из ёмкостей начинает заливать реактор. После их опорожнения быстродействующие задвижки отсекают гидроаккумуляторы от контура для исключения попадания в него азота. В проектах после серийного в пассивную часть САОЗ добавлены ещё от 4 до 8 гидроёмкостей, так называемая вторая ступень, которые начинают работать при давлении в первом контуре 20 кгс/см².

Система аварийного парогазоудаления предназначена для удаления газовой смеси из оборудования первого контура: верхних точек реактора, компенсатора давления, коллекторов парогенераторов по первому контуру. Такая необходимость может возникнуть при авариях со вскипанием теплоносителя, оголением активной зоны, возникновением пароциркониевой реакции в топливе и появлением вследствие этих событий парогазовых пузырей в верхних точках оборудования установки. Введение этой системы стало реакцией проектировщиков на аварию 1979 года на АЭС Три-Майл-Айленд, развившуюся в очень тяжёлую из-за отсутствия возможности парогазоудаления из первого контура установки и срыва естественной циркуляции по этой причине. Система представляет собой комплекс электроприводной запорной арматуры и трубопроводов, соединяющих основное оборудование первого контура с барботажным баком системы компенсации давления, в который производится сброс парогазовой смеси в случае необходимости.

Брызгальные бассейны системы технического водоснабжения потребителей группы «А» на Ростовской АЭС

Система аварийной подпитки парогенераторов предназначена для работы в условиях аварий системы питательной воды второго контура, что необходимо для создания условий расхолаживания реакторной установки. Каждый канал способен подавать обессоленную воду с расходом 150 м³/ч при нормальном давлении в парогенераторе (64 кгс/см²), 125 м³/ч при давлении 70 кгс/см², 80 м³/ч при давлении 86 кгс/см². В состав системы входят насосы и баки химически обессоленной воды объёмом 500 м³ каждый.

Система технического водоснабжения потребителей группы «А» совмещает функции системы безопасности (охлаждение теплообменника системы аварийного расхолаживания, охлаждение насосов систем безопасности) и системы нормальной эксплуатации (отвод тепла от так называемых ответственных потребителей: бассейна выдержки, теплообменников промконтура, ряда вентсистем и др.). Система работает по замкнутому оборотному принципу, вода охлаждается брызгальными бассейнами на территории промплощадки станции. В состав системы входят насосы и баки аварийного запаса техводы.

Для аварийного электроснабжения предусмотрены источники автономного электроснабжения: автоматизированные дизель-генераторы и агрегат бесперебойного питания на основе аккумуляторных батарей. В серийных проектах дизельных электростанций мощностью 5600 кВт каждая и напряжением 6 кВ имеется по 3 на каждый энергоблок, они разворачиваются в течение 15 секунд и способны работать 240 часов в необслуживаемом режиме. Аккумуляторные батареи эксплуатируются в режиме постоянного подзаряда, включаются практически мгновенно и рассчитаны на работу в течение 30 минут после потери источника электропитания. Кроме батарей в агрегат входят выпрямители, инверторы и тиристорные коммутационные устройства[97][98][99][100].

АЭС с ВВЭР-1000[править | править вики-текст]

Условная схема энергоблока с водо-водяным реактором. 1 — реактор, 2 — топливо, 3 — регулирующие стержни, 4 — приводы СУЗ, 5 — компенсатор давления, 6 — теплообменные трубки парогенератора, 7 — подача питательной воды в парогенератор, 8 — цилиндр высокого давления турбины, 9 — цилиндр низкого давления турбины, 10 — генератор, 11 — возбудитель, 12 — конденсатор, 13 — система охлаждения конденсаторов турбины, 14 — подогреватели, 15 — турбопитательный насос, 16 — конденсатный насос, 17 — главный циркуляционный насос, 18 — подключение генератора к сети, 19 — подача пара на турбину, 20 — гермооболочка

Чаще всего в генеральном плане АЭС с ВВЭР-1000 предусматривается размещение на одной площадке нескольких энергоблоков, что связано с необходимостью содержать на площадке АЭС общие для всех блоков службы, оборудование и инфраструктуру. Каждый главный корпус является моноблоком и состоит из реакторного отделения, машинного зала, деаэраторной этажерки и примыкающей к машинному залу этажерки электротехнических устройств. В главном корпусе размещается следующее основное оборудование[101][102]:

Принцип работы[править | править вики-текст]

Технологическая схема каждого блока двухконтурная. Первый контур является радиоактивным, в него входит водо-водяной энергетический реактор ВВЭР-1000 тепловой мощностью 3000 МВт и четыре циркуляционных петли, по которым через активную зону с помощью главных циркуляционных насосов прокачивается теплоноситель — вода под давлением 16 МПа (160 кгс/см²). Температура воды на входе в реактор примерно равна 289 °C, на выходе — 322 °C. Циркуляционный расход воды через реактор составляет 84000 т/ч. Нагретая в реакторе вода направляется по четырём трубопроводам в парогенераторы. Давление и уровень теплоносителя первого контура поддерживаются при помощи парового компенсатора давления.

Второй контур — нерадиоактивный, состоит из испарительной и водопитательной установок, блочной обессоливающей установки (БОУ) и турбоагрегата электрической мощностью 1000 МВт. Теплоноситель первого контура охлаждается в парогенераторах, отдавая при этом тепло воде второго контура. Насыщенный пар, производимый в парогенераторах, с давлением 6,4 МПа и температурой 280 °C подается в сборный паропровод и направляется к турбоустановке, приводящей во вращение электрогенератор. Расход пара от 4 парогенераторов на турбину — примерно 6000 т/ч. Во второй контур также входят конденсатные насосы первой и второй ступеней, подогреватели высокого и низкого давления, деаэратор, турбопитательные насосы[103][104].

Турбинное отделение[править | править вики-текст]

Разобранная турбина К-1000-60/1500…
…и турбогенератор ТВВ-1000

Во втором контуре пар с влажностью 0,5 % из четырёх парогенераторов по паропроводам через стопорно-регулирующие клапаны подводится в середину двухпоточного симметричного цилиндра высокого давления (ЦВД) турбины, где, после расширения, с давлением 1,2 МПа и влажностью 12 % направляется к четырём сепараторам-пароперегревателям (СПП), в которых после осушки пара (конденсат для использования его теплоты отводится в деаэратор) осуществляется его двухступенчатый перегрев, в первой ступени паром первого отбора с давлением 3 МПа и температурой 234 °C, во второй — свежим паром. Образовавшийся конденсат греющего пара направляется в подогреватели высокого давления (ПВД) для передачи его теплоты питательной воде. Основной же перегретый пар при параметрах 1,13 МПа и 250 °C поступает в две ресиверные трубы, расположенные по бокам турбины, а из них — через стопорные поворотные заслонки — в три одинаковых двухпоточных цилиндра низкого давления (ЦНД). Далее из каждого ЦНД пар поступает в свой конденсатор. Регенеративная система установки состоит из четырёх подогревателей низкого давления (ПНД), деаэратора и двух групп ПВД. Питательная вода в ПВД подаётся двумя турбопитательными насосами мощностью около 12 МВт каждый, их приводная турбина питается перегретым паром, отбираемым за СПП, и имеет собственный конденсатор. Турбопитательные насосы (их два на каждый энергоблок) подают питательную воду из деаэратора в парогенераторы через ПВД. Каждый насос состоит из двух, главного и бустерного, вместе они образуют единый агрегат, приводимый в действие собственной конденсационной турбиной и имеющий свою маслосистему. Производительность каждого агрегата около 3800 м³/ч, у бустерных насосов частота вращения 1800 об/мин, развиваемое давление 1,94 МПа; у основных — 3500 об/мин и 7,33 МПа. Для блоков с ВВЭР-1000 резервных насосов не предусмотрено, что связано с необходимостью прогрева турбопривода перед включением, поэтому при выходе из строя одного из них мощность энергоблока снижается на 50 %. Для аварийных режимов, режимов пуска и расхолаживания предусмотрены вспомогательные питательные электронасосы[105][106].

Трёхфазные синхронные турбогенераторы ТВВ-1000 предназначены для выработки электроэнергии при непосредственном соединении с паровыми турбинами. Активная мощность — 1000 МВт, напряжение 24 кВ, частота вращения ротора 1500 об/мин. Генератор состоит из статора, торцевых щитов, ротора, выводов с нулевыми трансформаторами тока и гибкими перемычками, газоохладителей, опорного подшипника, уплотнений вала и фундаментных плит. Возбуждение генератора осуществляется от бесщёточного возбудителя типа БВД-1500, состоящего из синхронного генератора обращённого исполнения и вращающегося выпрямителя. Работу генератора обеспечивают множество вспомогательных систем. К каждому турбогенератору через генераторные выключатели подключаются два повышающих трёхфазных трансформатора мощностью по 630 МВ•А каждый, которые, соединённые параллельно, позволяют выдавать номинальную мощность блока в сеть[107].

Техническое водоснабжение[править | править вики-текст]

Вид на Балаковскую АЭС с четырьмя действующими энергоблоками со стороны подводящих каналов водоёма-охладителя

Техническое водоснабжение на АЭС с ВВЭР-1000 применяется оборотное, то есть техническая вода циркулирует по замкнутому кругу. В оборотных системах используются три типа охладителей: пруды-охладители, брызгальные бассейны и башенные градирни. В различных проектах используются комбинации из этих типов, так как автономных систем технического водоснабжения, как правило, три: система охлаждения конденсаторов турбины, система охлаждения неответственных потребителей и система охлаждения ответственных потребителей (оборудования, в том числе и аварийного, перерыв в водоснабжении которого не допускается в любых режимах работы). Последняя система совмещает функции системы безопасности и нормальной эксплуатации, в ней чаще всего используются брызгальные бассейны[108].

Спецводоочистка[править | править вики-текст]

У энергоблоков с ВВЭР-1000 имеется семь систем специальной водоочистки (СВО), две из которых относятся к системам реакторного отделения (СВО-1 и СВО-2, см. раздел Вспомогательные системы), остальные — спецкорпуса. В среднем в год на одном блоке образуется 20—30 тыс. м³ радиоактивной воды, требующей очистки и переработки.

  • СВО-3 предназначена для очистки трапных вод, поступающих из системы спецканализации реакторного отделения, а также других целей. В СВО-3 используются методы упаривания, дегазации, механической фильтрации и ионного обмена. Выпарная установка обычно одна на два блока. В среднем с одного блока поступает на очистку 18 800 тонн трапных вод в год;
  • СВО-4 предназначена для очистки воды бассейна выдержки отработавшего топлива, а также баков аварийного запаса раствора борной кислоты. Очистка производится механическими, H+-катионитовыми и анионитовыми фильтрами;
  • СВО-5 предназначена для очистки продувочных и дренажных вод парогенераторов (поддержание водно-химического режима 2-го контура по продуктам коррозии и растворённым примесям). СВО-5 имеет систему фильтров, которые очищают воду от продуктов коррозии и примесей в ионной форме, обессоливают её. Система работает постоянно с производительностью около 60 м³/ч;
  • СВО-6 предназначена для сбора и переработки боросодержащих вод до получения раздельного дистиллята и борного концентрата. Для этого используется упаривание, дегазация, механическая фильтрация и ионный обмен;
  • СВО-7 предназначена для очистки вод спецпрачечной и душевых. В системе используется упаривание, конденсация, дегазация, механическая фильтрация и ионный обмен[109].

Радиоактивные отходы[править | править вики-текст]

Хранилище ТРО на Балаковской АЭС

Наибольшее количество радиологически значимых нуклидов, более 95,5 %, находятся в ядерном топливе. Отработавшее топливо, после 3—4-летней выдержки в бассейне рядом с реактором, помещают в специальное хранилище (ХОЯТ), а затем в специальных контейнерах вывозят с территории АЭС на радиохимические комбинаты для регенерации.

После переработки жидких радиоактивных отходов (ЖРО) на установках спецводоочистки (см. раздел выше) образуется до 50 тонн солей в год (в основном натрия) в виде радиоактивных высокоминерализированных растворов с солесодержанием 200—300 г/л, также к ЖРО относятся отработавшие ионообменные материалы и сорбенты. Основной вклад в радиоактивность отходов вносят 134Cs и 137Cs (70-90 %), вклад 90Sr, 90Y, 60Co, 58Co, 54Mn, 51Cr, 59Fe и 124Sb значительно меньше. Также вклад в несколько процентов вносит содержание трития.

Вышеуказанные растворы получаются в результате переработки жидких солевых концентратов, так называемых кубовых остатков, поступающих от выпарных аппаратов систем спецводоочистки, на установке глубокого выпаривания. Полученный в итоге концентрат солей заливают в контейнеры, в которых он, после остывания, затвердевает. Контейнеры герметизируются и направляются в хранилище твёрдых радиоактивных отходов (ТРО) на территории промплощадки станции, где они хранятся до 15 лет. При необходимости концентрат битумируют или цементируют, для чего имеются специальные системы. При битумировании солевой концентрат заливают в расплавленный битум, который расфасовывают в 200-литровые металлические бочки, где после остывания образуется битумный компаунд.

В среднем каждый год в расчёте на один энергоблок с ВВЭР-1000 образуется твёрдых радиоактивных отходов:

  • низкоактивных (от 1 мкЗв/ч до 300 мкЗв/ч на расстоянии 0,1 м) — 230 м³ (из которых сжигаемых — 140 м³, прессуемых — 70 м³, не перерабатываемых — 20 м³). Низкоактивные ТРО представляют собой: дерево, бумагу, спецодежду, пластикат, теплоизоляцию, металлическую стружку, демонтированные металлоконструкции, оборудование и др.;
  • среднеактивных (от 0,3 мЗв/ч до 10 мЗв/ч на расстоянии 0,1 м) — 55 м³. К ним относится использованное оборудование для нейтронных измерений, ионизационные камеры, фильтры спецвентиляции, демонтированное оборудование, отверждённые ЖРО, спецодежда;
  • высокоактивных (свыше 10 мЗв/ч на расстоянии 0,1 м) — 0,5 м³. Это элементы оборудования 1-го контура, оборудования для нейтронных измерений, а также часть битумных компаундов, отработавшие ионообменные смолы из фильтров и зольный остаток, получаемый в результате сжигания ТРО.

Для переработки ТРО используется:

  • сжигание (уменьшение объёма в 50-100 раз). Образующуюся золу превращают в пульпу и производят её отверждение, обычно цементированием. Сжиганию не подлежат пластикаты;
  • переплавка. Перед переплавкой металл дезактивируют, в процессе неё металл очищается за счёт перехода части радионуклидов в шлак. В значительной степени происходит очистка от 137Cs, 60Co практически полностью сохраняется. Переплавленный металл заливается в контейнеры (изложницы), шлак — в отдельные контейнеры;
  • прессование (уменьшение объёма в 3-6 раз). Прессование легковесных отходов осуществляется прямо в 200-литровых бочках, где они в дальнейшем и хранятся. Спрессованные металлические отходы и пакеты с прессованным пластикатом помещают в бетонные контейнеры и заливают цементом.

Временное хранение ТРО (низко- и среднеактивных — 10 лет, высокоактивных — 30 лет) осуществляется в хранилище на спецкорпусе или в отдельно стоящем хранилище (ХТРО), которое чаще всего представляет собой заглублённую бетонированную ёмкость с гидроизоляцией от осадков и подземных вод, вокруг которой пробурены специальные скважины для периодических проверок на наличие радионуклидов[110].

Список[править | править вики-текст]

Кроме России, ВВЭР-1000 используются на крупнейших АЭС нескольких стран:

Действующие энергоблоки[111]:

АЭС № блока Проект РУ
Флаг РоссииНововоронежская АЭС 5 В-187
Флаг РоссииКалининская АЭС 1,2 В-338
3,4 В-320
Флаг РоссииБалаковская АЭС 1,2,3,4 В-320
Флаг РоссииРостовская АЭС 1,2,3 В-320
Флаг УкраиныЮжно-Украинская АЭС 1 В-302
2 В-338
3 В-320
Флаг УкраиныЗапорожская АЭС 1,2,3,4,5,6 В-320
Флаг УкраиныРовенская АЭС 3,4 В-320
Флаг УкраиныХмельницкая АЭС 1,2 В-320
Флаг БолгарииАЭС Козлодуй 5,6 В-320
Флаг ИранаАЭС Бушер 1 В-446
Флаг Китайской Народной РеспубликиТяньваньская АЭС 1,2 В-428
Флаг ЧехииАЭС Темелин 1,2 В-320
Флаг ИндииАЭС Куданкулам 1,2 В-412

Строящиеся энергоблоки[112][17]:

АЭС № блока Проект РУ
Флаг РоссииРостовская АЭС 4 В-320
Флаг УкраиныХмельницкая АЭС 3,4 В-392Б
Флаг Китайской Народной РеспубликиТяньваньская АЭС 3,4 В-428M

Сравнение с аналогами[править | править вики-текст]

ВВЭР-1000 относится к наиболее распространённому в мире типу ядерных реакторов — водо-водяному (англоязычный термин — реактор с водой под давлением, PWR). Несмотря на в целом близкую к западным образцам конструкцию, ВВЭР-1000 имеет и ряд существенных отличий.

Ядерное топливо[править | править вики-текст]

Активные зоны ВВЭР-1000 и распространённого PWR Westinghouse мощностью 950—1250 МВт. Масштаб

Тепловыделяющие сборки западных реакторов имеют в разрезе квадратную форму, в отличие от шестиугольной формы ТВС в ВВЭР. Типичная для PWR, близких к ВВЭР-1000 по мощности, структура ядерного топлива — 193 ТВС со стороной 214 мм, в каждой 264 твэла (эти значения могут существенно разниться). Такая активная зона имеет несколько большие размеры, положительным качеством этого является меньшая удельная тепловая нагрузка — около 100 кВт/л (в ВВЭР-1000 — 110 кВт/л). Корпус таких PWR тоже больше — наружный диаметр около 4,83 м и более. Для ВВЭР-1000 выбор более компактного корпуса (4,535 м), и, соответственно, активной зоны был навязан разработчикам условием возможности транспортировки по железным дорогам СССР[113][114][115][116].

Квадратная упаковка твэлов несколько проигрывает треугольной в плане неравномерности расхода теплоносителя по сечению ТВС, однако в западных сборках изначально применялись решётки-интенсификаторы для перемешивания теплоносителя в пределах поперечного сечения. Для сборок ВВЭР этот вопрос менее актуален, однако в конце 2000-х в России начались работы по внедрению в конструкцию ТВС перемешивающих решёток[117].

В американском и европейском топливе практически изначально использовались сплавы циркония в качестве конструкционных материалов — опытная эксплуатация ТВС полностью из сплава циркалой-2 была начата в 1958 году на АЭС Шиппингпорт, с конца 1980-х использовался циркалой-4. В топливе ВВЭР-1000 циркониевый сплав Э110 (разработан в 1958 г.) использовался в качестве материала оболочек твэлов, полностью ТВС стали изготавливать из Э110 лишь в начале 90-х — в 1993 году на Балаковской АЭС началась опытная эксплуатация усовершенствованных сборок. Сплав Э110 содержал в качестве основного легирующего элемента ниобий, в отличие от циркалоя, где использовалось олово. Такой состав делал сплав Э110 более коррозионно стойким, однако менее прочным, чем циркалой. В конце 90-х на основе Э110 во Франции был разработан и начал использоваться сплав М5. Российские же разработчики топлива с начала 2000-х стали использовать сплав Э635 (разработан в 1971 г.), легированный и ниобием, и оловом. Американская компания Westinghouse ещё в 1990-м году на основе Э635 создала сплав ZIRLO, активно использующийся с конца 1990-х. Японская Mitsubishi в начале 2000-х создала сплав MDA, также близкий по составу к Э635. Таким образом, распространённые современные западные сплавы циркония основаны на Э110 и Э635, и в плане конструкционных материалов тепловыделяющих сборок реакторы ВВЭР в 90-е и 2000-е годы за счёт применения старых советских разработок полностью ликвидировали отставание[71][79][118].

Один из наиболее эффективных способов увеличения выработки электроэнергии и повышения КИУМ — увеличение продолжительности кампании ядерного реактора. Первоначально все водо-водяные реакторы перегружали топливо раз в 12 месяцев. В середине 1980-х в США на одной из станций с реактором Westinghouse 4-loop (193 ТВС) была начата реализация удлинённой кампании, с итоговым переходом к 18-месячной. После научного обоснования опытной эксплуатации, все АЭС с PWR в США начали переход на 18-месячный топливный цикл (закончив его полностью к 1997—98 годам), немногим позже этот процесс начался на всех блоках мира с водо-водяные реакторами, кроме российских. Например, во Франции, к концу 1990-х все реакторы мощностью свыше 900 МВт перешли на 18-месячную кампанию. В конце 1990-х и начале 2000-х многие западные PWR начали переход на 24-месячный цикл, однако большинство таких реакторов имеют мощность 900 МВт и меньше. Таким образом, для западных PWR с близкой к ВВЭР-1000 мощностью почти два десятилетия характерна 18-месячная топливная кампания, с тенденцией к переходу на 24-месячную. Реакторы ВВЭР-1000 начали переход на 18-месячный топливный цикл лишь в 2008 году (1-й блок Балаковской АЭС), планируется, что этот процесс полностью завершится в 2014 году[119][120][121][122][123][124].

В 2010 году МАГАТЭ выпустило отчёт «Обзор дефектов топлива в водоохлаждаемых реакторах» (англ. Review of Fuel Failures in Water Cooled Reactors), содержащий статистическую информацию об инцидентах с разгерметизацией твэлов с 1994 по 2006 годы. За этот период в среднем на 1000 выгруженных ТВС водо-водяных реакторов приходится сборок с разгерметизировавшимися твэлами:

  • в мире (кроме ВВЭР) — 13,8
  • Япония — 0,5
  • Франция — 8,8
  • Южная Корея — 10,6
  • Европа (за вычетом Франции) — 16,0
  • США — 20,9
  • ВВЭР — 15,1, ВВЭР-1000 — 39,8

Средний ежегодный процент% водо-водяных реакторов, из которых не было выгружено ни одной дефектной сборки:

  • в мире (кроме ВВЭР) — 76,6
  • Япония — 98
  • Франция — 75,6
  • Европа (за вычетом Франции) — 68,6
  • США — 62,7
  • ВВЭР — 57,6, ВВЭР-1000 — 43,4

Следует отметить, что в конечном для отчёта 2006 году количество дефектных сборок на 1000 выгруженных из реакторов ВВЭР-1000 сократилось до примерно 9 (среднее для всех западных PWR в этом году — 10, для США — 17)[125].

Основное оборудование[править | править вики-текст]

Горизонтальный ПГВ-1000 и вертикальный ПГ распространённого четырёхпетлевого PWR Westinghouse (950—1250 МВт). Масштаб
1 — коллектор питательной воды (вход 2-го контура)
2 — теплообменные трубки (внутри 1-й контур)
3 — вертикальные коллектора (горизонтальный ПГ) и горизонтальная трубная доска (вертикальный ПГ), вход и выход теплоносителя 1-го контура
4 — наиболее вероятные места скопления шлама

Наиболее распространённые в мире реакторы с близкой к ВВЭР-1000 мощностью, Westinghouse 4-loop (950—1250 МВт), имеют одинаковую с ним четырёхпетлевую компоновку (по четыре парогенератора и ГЦН, по четыре «холодные» и «горячие» нитки ГЦТ). При этом разработчики пришли к ней совершенно разными путями: Westinghouse от трёхпетлевой (700—900 МВт) и двухпетлевой (около 500 МВт), а ВВЭР-1000 — от шестипетлевой схемы ВВЭР-440. Однако имеются и другие концепции — реакторы компаний Babcock & Wilcox (англ.) (около 850 МВт) и Combustion Engineering (англ.) (500—1200 МВт) — имеют две «горячие» нитки от реактора до двух парогенераторов и четыре «холодные» нитки с четырьмя ГЦН[115].

Наиболее серьёзное отличие основного оборудования установок заключается в конструкции парогенераторов. В ВВЭР они горизонтальные, во всех остальных водо-водяных реакторах мира — вертикальные. Парогенераторы ВВЭР имеют горизонтальный корпус и змеевики поверхности теплообмена, заделанные в вертикальные коллекторы теплоносителя. Материал трубчатки — аустенитная нержавеющая сталь 08Х18Н10Т. Западные парогенераторы — вертикальный корпус и U-образные теплообменные трубы, заделанные в горизонтальную трубную доску. Трубчатка из высоконикелевых сплавов[126].

Горизонтальные парогенераторы имеют ряд серьёзных преимуществ перед вертикальными в плане надёжности, «живучести», простоты обеспечения требуемых параметров пара и др., что доказано опытом эксплуатации. При этом они имеют меньшую стоимость за счёт материала трубчатки. Преимущество вертикальных парогенераторов заключается в примерно на 7 % большей тепловой эффективности (уменьшение теплопередающей поверхности), которая достигается за счёт длинных теплообменных труб (около 20 метров, в ПГВ-1000 — 11 метров). Количество труб в пучке меньше, а скорость теплоносителя по первому контуру примерно в 1,5 раза выше. Однако первое снижает «живучесть», так как требуется больший конструктивный запас поверхности в расчёте на глушение отдельных трубок. Скорость по второму контуру в вертикальных ПГ также выше, что может привести к вибрации и повреждению трубчатки в результате попадания посторонних предметов со стороны 2-го контура (ни одного подобного случая с ВВЭР не зафиксировано). Кроме того, в вертикальных ПГ примерно в 1,7 раза тоньше стенки трубок, что положительно сказывается на тепловой эффективности, однако отрицательно — на надёжности и безопасности, из-за увеличения вероятности их разрыва. Наиболее серьёзный и неустранимый концептуальный недостаток вертикальных ПГ — наличие горизонтальной трубной доски, где скапливается шлам, чрезвычайно усиливающий коррозию теплообменных труб. В горизонтальных парогенераторах шлам оседает в нижней части корпуса, где отсутствует трубчатка и легко организовать его удаление с помощью постоянной и периодической продувки[126][127][128][129][130].

Вертикальные ПГ эксплуатируются при значительно более щадящем водно-химическом режиме второго контура, западные технологии в этой области ушли далеко вперёд. В 1990-х и 2000-х годах АЭС с ВВЭР существенно продвинулись в этом направлении, однако достижимые показатели водно-химического режима по-прежнему значительно ниже мирового уровня, в основном из-за применения более дешёвого и недостаточно коррозионно-стойкого основного оборудования и трубопроводов конденсатно-питательного тракта. Несмотря на это, общая для горизонтальных и вертикальных ПГ проблема коррозии стоит для последних значительно острее. Серьёзные дефекты вследствие коррозии приводили к замене как горизонтальных, так и вертикальных ПГ, однако в разных масштабах. Замена парогенератора — чрезвычайно технически сложная и дорогостоящая процедура (около 50 млн. $ замена одного ПГ, без учёта огромных издержек из-за длительного простоя блока)[126][127][128][129][130][131][132].

В конце 1986 года в парогенераторах ВВЭР-1000 впервые были обнаружены трещины на выходных коллекторах теплоносителя. В период до 1991 года по этой причине были заменены ПГ на 7 энергоблоках. Исследования показали, что коррозионное растрескивание коллекторов со стороны второго контура развивалось в результате больших остаточных напряжений в коллекторах из-за технологического процесса запрессовки теплообменных труб взрывом. Для решения проблемы была изменена технология изготовления, модифицирована конструкция, ужесточены требования к водно-химическому режиму. После 1991 года замена парогенераторов ПГВ-1000 не производилась. Современные проблемы (эрозия-коррозия питательных коллекторов, проблема соединения № 111) решаются заменой некоторых конструктивных элементов ПГ и ремонтом по специально разработанным технологиям[127][129].

Замена парогенераторов западных PWR носит массовый характер, несмотря на непрерывное совершенствование водно-химического режима и применение новых материалов (первоначально использовавшийся сплав Alloy 600 был заменён на 690, а затем 800). Согласно отчёту МАГАТЭ «Heavy Component Replacement in Nuclear Power Plants: Experience and Guidelines» за период с 1979 по 2005 год замена ПГ была произведена на 83 энергоблоках с западными PWR в различных странах. К 2010 году на АЭС США осталось лишь 5 блоков PWR с незаменёнными парогенераторами. Похожая ситуация и в других странах, например во Франции к 2011 году ПГ были заменены на 20 блоках из 58, в 2011 году было объявлено о замене ещё 44 ПГ. Кроме того, проблемы с парогенераторами могут приводить и к более серьёзным последствиям: в США с 1989 по 1998 годы было шесть случаев, когда массовые дефекты теплообменных трубок парогенераторов стали основной причиной полного закрытия энергоблоков[128][128][133][134].

Повышение мощности[править | править вики-текст]

Повышение мощности энергоблоков сверх номинальной (англ. Power Uprates) — известный инструмент по повышению экономической эффективности атомных электростанций. Мощность повышают за счёт улучшения средств контроля технологических процессов, совершенствования эксплуатационных процедур, модернизации оборудования и других мероприятий.

Первое увеличение мощности было реализовано в США ещё в 1977 году. На блоках 1 и 2 АЭС Калверт Клифс с реакторами PWR мощность была повышена на 5,5 %. С этого времени в разные годы (массово процесс начался с середины 1990-х) мощность была повышена на всех АЭС США. Для близких по мощности к ВВЭР-1000 реакторов PWR увеличение составило от 0,4 до 8 % (для блоков меньшей мощности — до 17 %). Некоторые другие страны последовали примеру США. В Германии с 1990 по 2005 год была повышена мощность 10 энергоблоков с PWR на величину от 1 до 5,3 %. В Швеции c 1989 по 2011 год на 3-х блоках АЭС Рингхальс — на величину от 8 до 19 %. В Бельгии с 1993 по 2004 год на 5 блоках с PWR — на величину от 4,3 до 10 %. В Южной Корее с 2005 по 2007 год на 4 блоках с PWR — на величину от 4,4 до 5,9 %[135][136][137][138][139][140].

Первое увеличении мощности в России было реализовано на блоке АЭС с ВВЭР-1000 — мощность 2-го блока Балаковской АЭС была повышена на 4 % в 2008 году. На 2011 год все 4 блока Балаковской АЭС и некоторые блоки других станций с ВВЭР-1000 в России эксплуатируются на мощности 104 % от номинальной, ведутся работы по увеличению мощности всех остальных блоков. В перспективе концерн Росэнергоатом планирует повысить мощность блоков с ВВЭР-1000 на 7 %, а затем на 10 %[141][142][143][144].

Примечания[править | править вики-текст]

  1. В. Викин. Быть первым всегда трудно. Пресс-центр атомной энергетики и промышленности (сентябрь 2002). Проверено 29 октября 2011. Архивировано 22 января 2012 года.
  2. Далее в статье описывается серийный модернизированный ВВЭР-1000/В-320 (так называемая «большая серия»), в некоторых случаях с пояснениями основных различий для других проектов реакторных установок
  3. 1 2 Реакторные установки типа ВВЭР. Гидропресс. Проверено 20 ноября 2010. Архивировано 18 августа 2011 года.
  4. Р. Новорефтов. Российский дизайн «Атомного окна» в Европу. Аналитика — Актуальный вопрос. Energyland.info (12 октября 2010). Проверено 1 ноября 2010. Архивировано 18 августа 2011 года.
  5. 1 2 Андрюшин И. А., Чернышёв А. К., Юдин Ю. А. Укрощение ядра. Страницы истории ядерного оружия и ядерной инфраструктуры СССР. — Саров, 2003. — С. 354—355. — 481 с. — ISBN 5 7493 0621 6.
  6. АЭС с ВВЭР: Режимы, характеристики, эффективность, 1990, с. 39—40.
  7. Вопросы безопасной работы реакторов ВВЭР, 1977, с. 13—14.
  8. АЭС с ВВЭР: Режимы, характеристики, эффективность, 1990, с. 40—41.
  9. Вопросы безопасной работы реакторов ВВЭР, 1977, с. 15—21.
  10. Асмолов В. Г., Семченков Ю. М., Сидоренко В. А. К 30-летию пуска ВВЭР-1000 // Атомная энергия. — М., 2010. — Т. 108, № 5. — С. 267—277. — ISSN 0004-7163.
  11. Губарев В. Главная тайна «Гидропресса» // Наука и жизнь. — М., 2005. — № 12. — С. 30—37. — ISSN 0028-1263.
  12. АЭС с ВВЭР: Режимы, характеристики, эффективность, 1990, с. 43—44.
  13. Вопросы безопасной работы реакторов ВВЭР, 1977, с. 21—26.
  14. Вопросы безопасной работы реакторов ВВЭР, 1977, с. 33—42.
  15. Воронин Л. М. Особенности проектирования и сооружения АЭС. — М.: Атомиздат, 1980. — С. 77—80. — 192 с.
  16. Реакторы ВВЭР-1000 для атомных электростанций, 2004, с. 52—53.
  17. 1 2 Виктор Мохов: о ВВЭР малых, больших и очень больших. Интервью. AtomInfo.Ru (17 июля 2009). Проверено 20 апреля 2011. Архивировано 18 августа 2011 года.
  18. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 528.
  19. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 219—222.
  20. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 241—244.
  21. Основное оборудование реакторного отделения. — Балаково: БАЭС,ЦПП, 2000. — С. 75—78. — 178 с.
  22. Реакторы ВВЭР-1000 для атомных электростанций, 2004, с. 50—52.
  23. Реакторы ВВЭР-1000 для атомных электростанций, 2004, с. 60—135.
  24. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 222—225.
  25. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 244—247.
  26. Реакторы ВВЭР-1000 для атомных электростанций, 2004, с. 136—149.
  27. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 225—227.
  28. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 247—249.
  29. Реакторы ВВЭР-1000 для атомных электростанций, 2004, с. 168—183.
  30. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 224—227.
  31. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 227—232.
  32. Реакторы ВВЭР-1000 для атомных электростанций, 2004, с. 197—201.
  33. Бартоломей Г. Г., Бать Г. А., Байбаков В. Д., Алхутов М. С. Основы теории и методы расчёта ядерных энергетических реакторов / Под ред. Г. А. Батя. — М.: Энергоиздат, 1982. — С. 381—386. — 511 с.
  34. Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных станций. НП-082-07. Ростехнадзор (2007). Проверено 30 января 2011. Архивировано 18 августа 2011 года.
  35. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 232—238.
  36. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 256—262.
  37. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 239—244.
  38. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 262—269.
  39. Реакторы ВВЭР-1000 для атомных электростанций, 2004, с. 272—279.
  40. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 244—247.
  41. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 269—272.
  42. Эксплуатационные режимы водо-водяных энергетических реакторов, 1988, с. 80—116.
  43. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 256—261.
  44. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 282—291.
  45. Митин В. И., Семченков Ю. М., Калинушкин А. Е. Развитие системы внутриреакторного контроля ВВЭР // Атомная энергия. — М., 2009. — Т. 106, № 5. — С. 278—285. — ISSN 0004-7163.
  46. Калинушкин А. Е. Основные решения по техническим и программным средствам модернизированной системы внутриреакторного контроля реакторной установки ВВЭР-1000 и особенности их верификации и валидации // Ядерные измерительно-информационные технологии. — М., 2008. — № 3(27). — С. 30—44. — ISSN 1729—2689.
  47. Аверьянова С. П., Косоуров К. Б., Семченков Ю. М., Филимонов П. Е., Лю Хайтао, Ли Йоу Исследование ксеноновых переходных процессов в ВВЭР-1000 на Тяньваньской АЭС (Китай) // Атомная энергия. — М., 2008. — Т. 105, № 4. — С. 183—190. — ISSN 0004-7163.
  48. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 262—268.
  49. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 291—298.
  50. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 126—143.
  51. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 137—156.
  52. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 247—256.
  53. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 272—282.
  54. Эксплуатационные режимы водо-водяных энергетических реакторов, 1988, с. 92—99.
  55. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000, 2002, с. 133—135.
  56. Эксплуатационные режимы водо-водяных энергетических реакторов, 1988, с. 164—177.
  57. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000, 2002, с. 135—136.
  58. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 239—241.
  59. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 262—265.
  60. Эксплуатационные режимы водо-водяных энергетических реакторов, 1988, с. 164—171.
  61. Петкевич И. Г., Алехин Г. В., Быков М. А. Анализ показаний аппаратуры контроля нейтронного потока в режимах со срабатыванием ускоренной предупредительной защиты для реакторных установок с реактором ВВЭР-1000 // Вопросы атомной науки и техники. Серия: Обеспечение безопасности АЭС. — Подольск: Гидропресс, НИКИЭТ, 2010. — Вып. 26. — С. 27—36. — ISBN 978-5-94883-116-9.
  62. Производство энергетического ядерного топлива. НЗХК. Проверено 15 февраля 2011. Архивировано 18 августа 2011 года.
  63. Продукция ядерно-топливного цикла. Элемаш. Проверено 15 февраля 2011. Архивировано 18 августа 2011 года.
  64. Топливо для реакторов типа ВВЭР. ТВЭЛ. Проверено 15 февраля 2011. Архивировано 18 августа 2011 года.
  65. Активные зоны и топливо. ОКБМ им. И. И. Африкантова. Проверено 15 февраля 2011. Архивировано 18 августа 2011 года.
  66. Реакторы ВВЭР-1000 для атомных электростанций, 2004, с. 265.
  67. На Украину начались коммерческие поставки ядерного топлива Westinghouse. Источник ИА «ЛIГАБiзнесIнформ». AtomInfo.Ru (10 февраля 2011). Проверено 13 февраля 2011. Архивировано 18 августа 2011 года.
  68. Корнышева А. Чехия поменяет Westinghouse на ТВЭЛ // Коммерсантъ. — М.: Коммерсантъ, 2007. — № 95 (3671) от 04-06.
  69. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 163—170.
  70. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 178—184.
  71. 1 2 Пилипенко Н. Н. Получение циркония ядерной чистоты // Вопросы атомной науки и техники. Серия: Физика радиационных повреждений и радиационное материаловедение. — Харьков: ХФТИ, 2008. — № 2. — С. 66—72. — ISSN 1997-2830.
  72. Nikulina A. V., Markelov V. A., Peregud M. M., Voevodin V. N., Panchenko V. L., Kobylyansky G. P. Irradiation-induced microstructural changes in Zr — 1%Sn-1%Nb-0.4%Fe (англ.) // Journal of Nuclear Materials. — Holland: Elsevier, 1996. — Vol. 238, iss. 2—3, no. 11. — P. 205—210. — ISSN 0022-3115.
  73. Перегуд М. М., Афонина Е. Г., Саблин М. Н., Еремин С. Г., Пименов Ю. В. Ползучесть сплава Э635 применительно к изделиям ТВСА, ТВС-2 и их модификациям для реакторов ВВЭР-1000 // Цветные металлы. — М.: ИД «Руда и металлы», 2010. — № 8. — С. 73—75. — ISSN 0372-2929.
  74. 1 2 Novikov V., Dolgov A., Molchanov V. WWER nuclear fuel trends (англ.) // ATW. Internationale Zeitschrift fur Kernenergie. — Bonn: Inforum, 2003. — Vol. 48, no. 11. — P. 684—688. — ISSN 1431-5254.
  75. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 184—186.
  76. Драгунов Ю. Г., Рыжов С. Б., Васильченко И. Н., Кобелев С. Н. Разработка и внедрение ТВС-2М для перспективных топливных циклов // Атомная энергия. — 2005. — Т. 99, № 6. — С. 432—437. — ISSN 0004-7163.
  77. Кандалов В. Б., Преображенский Д. Г., Романов А. И., Самойлов О. Б., Фальков А. А., Шишкин А. А. Тепловыделяющая сборка ТВСА ВВЭР-1000: направления развития и результаты эксплуатации // Атомная энергия. — 2007. — Т. 102, № 1. — С. 43—48. — ISSN 0004-7163.
  78. Владимир Молчанов рассказал о состоянии и перспективах топлива для ВВЭР-440 и ВВЭР-1000. AtomInfo.Ru (26 мая 2009). Проверено 30 января 2011. Архивировано 18 августа 2011 года.
  79. 1 2 Васильченко И. Н., Кобелев С. Н. (ОКБ Гидропресс). Особое мнение.О кассетах откровенно. Интервью. atomworld.ru. Проверено 12 февраля 2011. Архивировано 18 августа 2011 года.
  80. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 186—199.
  81. Реакторы ВВЭР-1000 для атомных электростанций, 2004, с. 238—272.
  82. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 114—125.
  83. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 125—137.
  84. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 270.
  85. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 299.
  86. Кайоль А., Щапю К., Щоссидон Ф., Кюра Б., Дюонг П., Пелль П., Рище Ф., Воронин Л. М., Засорин Р. Е., Иванов Е. С., Козенюк А. А., Куваев Ю. Н., Филимонцев Ю. Н. Безопасность атомных станций. — Paris: EDF-EPN-DSN, 1994. — С. 169. — 256 с. — ISBN 2-7240-0090-0.
  87. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 277—279.
  88. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 306—308.
  89. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 280—303.
  90. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 309—335.
  91. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000, 2002, с. 78—83.
  92. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 335—357.
  93. Технологические системы реакторного отделения. — Балаково: БАЭС,ЦПП, 2000. — С. 129—345. — 348 с.
  94. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000, 2002, с. 223—261.
  95. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 358—359.
  96. В.Мохов. На конференции в Подольске представлен доклад о новых проектах ВВЭР. AtomInfo.Ru (30 мая 2009). Проверено 21 февраля 2011. Архивировано 18 августа 2011 года.
  97. Самойлов О. Б., Усынин Г. Б., Бахметьев А. М. Безопасность ядерных энергетических установок. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — С. 205—212. — 280 с. — ISBN 5-283-03802-5.
  98. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 304—346.
  99. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 358—404.
  100. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000, 2002, с. 112—117.
  101. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 270—271.
  102. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 299—301.
  103. ВВЭР-1000: физические основы эксплуатации, ядерное топливо, безопасность, 2006, с. 270—277.
  104. АЭС с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта, 2010, с. 299—306.
  105. Трухний А. Д., Булкин А. Е. Ч.1.Паровая турбина и турбопитательный агрегат // Паротурбинная установка энергоблоков Балаковской АЭС. — М.: Издательство МЭИ, 2004. — С. 232—240. — 276 с. — ISBN 5-7046-1199-0.
  106. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000, 2002, с. 87—95.
  107. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000, 2002, с. 89—90.
  108. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000, 2002, с. 300—312.
  109. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000, 2002, с. 281—290.
  110. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000, 2002, с. 266—298.
  111. Рыжов С. Б., Мохов В. А., Щекин И. Г., Никитенко М. П. Реакторная установка для головных блоков АЭС-2006. Опыт решения целевых задач проектирования. Гидропресс (март 2009). Проверено 29 октября 2011. Архивировано 22 января 2012 года.
  112. Реакторы ВВЭР-1000 для атомных электростанций, 2004, с. 36—38.
  113. Реакторы ВВЭР-1000 для атомных электростанций, 2004, с. 239.
  114. Anthony V. Nero, jr. A Guidebook to Nuclear Reactors. — Berkeley, Los Angeles, London: University of California Press, 1979. — P. 77—81. — 281 p. — ISBN 0-520-03482-1.
  115. 1 2 Pressurized Water Reactor (PWR) Systems (англ.). Nuclear Regulatory Commission. Проверено 25 октября 2011. Архивировано 22 января 2012 года.
  116. Buongiorno J. PWR Description (англ.). Massachusetts Institute of Technology (2010). Проверено 25 октября 2011. Архивировано 22 января 2012 года.
  117. Большаков В.В., Кобзарь Л.Л., Семченков Ю.М. Сравнение теплогидравлических характеристик ТВС реакторов типа ВВЭР и PWR на основе экспериментов. МТНК «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». ОКБ Гидропресс (2007). Проверено 25 октября 2011. Архивировано 22 января 2012 года.
  118. Rudling P., Strasser A., Garzarolli F. Welding of Zirconium Alloys (англ.). IZNA7 special topics report. Advanced Nuclear Technology International (October 2007). Проверено 25 октября 2011. Архивировано 22 января 2012 года.
  119. Adamson R., Cox B., Garzarolli F., Strasser A., Rudling P., Wikmark G. High Burnup Fuel Issues (англ.). ZIRAT-8 special topics report. Advanced Nuclear Technology International (December 2003). Проверено 29 октября 2011. Архивировано 22 января 2012 года.
  120. Current Trends in Nuclear Fuel for Power Reactors (англ.). IAEA General Conference, NTR2007 Supplement. IAEA (21 September 2007). Проверено 29 октября 2011. Архивировано 22 января 2012 года.
  121. Reflections Reflections on 25 years of LWR fuel modeling on 25 years of LWR fuel modeling, challenges and contemporary issues (англ.). Nuclear Science and Technology Interaction Program. Oak Ridge National Laboratory (8 June 2011). Проверено 29 октября 2011. Архивировано 22 января 2012 года.
  122. Steil B., Victor D. G., Nelson R. R. Technological innovation and economic performance. — New Jersey: Princeton University Press, 2002. — P. 403. — 477 p. — ISBN 0-691-08874-8.
  123. Provost J.-L. Fuel utilisation improvements in current reactors (англ.) // Back-end of the fuel cycle in a 1000 GWe nuclear scenario. — Paris: OECD publications, 1999. — P. 33—43. — ISBN 92-64-17116-9.
  124. Шкаровский А., Рябинин Ю. Повышая эффективность. Внедрение 18-месячного топливного цикла на АЭС с ВВЭР // журнал «Концерн Росэнергоатом». — 2010. — № 7. — С. 32—42.
  125. Review of Fuel Failures in Water Cooled Reactors. — Vienna: IAEA, 2010. — P. 20—31. — 178 p. — (IAEA Nuclear Energy Series). — ISBN 978-92-0-102610-1.
  126. 1 2 3 Трунов Н. Б., Лукасевич Б. И., Сотсков В. В., Харченко С. А. Прошлое и будущее горизонтальных парогенераторов. 8-й Международный семинар по горизонтальным парогенераторам. Гидропресс (2010). Проверено 15 ноября 2011. Архивировано 22 января 2012 года.
  127. 1 2 3 Трунов Н. Б., Лукасевич Б. И., Веселов Д. О., Драгунов Ю. Г Парогенераторы — горизонтальные или вертикальные (каким быть парогенератору АЭС с ВВЭР?) // Атомная энергия. — М., 2008. — Т. 105, № 3. — С. 121—122. — ISSN 0004-7163.
  128. 1 2 3 4 Бергункер В. Д. Целостность теплообменных труб вертикальных и горизонтальных парогенераторов // Теплоэнергетика. — М.: Наука, 2011. — № 3. — С. 47—53. — ISSN 0040-3636.
  129. 1 2 3 Трунов Н. Б. и др. Мифы и реальности вертикальных парогенераторов для ВВЭР. Международная конференция по парогенераторам (Торонто, Канада, 2009 год). AtomInfo.Ru (26 января 2010). Проверено 15 ноября 2011. Архивировано 22 января 2012 года.
  130. 1 2 Бергункер В. Д. Целостность теплообменных труб вертикальных и горизонтальных парогенераторов. 8-й Международный семинар по горизонтальным парогенераторам. AtomInfo.Ru (20 июня 2010). Проверено 15 ноября 2011. Архивировано 22 января 2012 года.
  131. Wade K. C. Steam Generator Degradation and Its Impact on Continued Operation of Pressurized Water Reactors in the United States (англ.). Electric Power Monthly. Energy Information Administration (August 1995). Проверено 15 ноября 2011.
  132. Roberge P. R. Corrosion inspection and monitoring. — New Jersey: John Wiley & Sons, 2007. — P. 152. — 383 p. — ISBN 978-0-471-74248-7.
  133. Heavy Component Replacement in Nuclear Power Plants: Experience and Guidelines. — Vienna: IAEA, 2008. — P. 91—92. — 97 p. — (IAEA Nuclear Energy Series No. NP-T-3.2). — ISBN 978-92-0-109008-9.
  134. Tara Patel. EDF to Replace Steam Generators at Reactors on Safety Concerns (англ.). Bloomberg (4 January 2011). Проверено 15 ноября 2011. Архивировано 22 января 2012 года.
  135. James Laughlin. Nuclear Plant Uprates (англ.). Power Engineering (3 January 2007). Проверено 17 ноября 2011. Архивировано 22 января 2012 года.
  136. Power Uprates for Nuclear Plants (англ.). US NRC. Проверено 17 ноября 2011.
  137. Lundgren K., Riess R. Consequences of Power Uprating (англ.). LCC3 special topic report. Advanced Nuclear Technology International (November 2007). Проверено 17 ноября 2011. Архивировано 22 января 2012 года.
  138. Ki Sig Kan Power uprates in nuclear power plants: international experiences and approaches for implementation (англ.) // Nuclear engineering and technology. — Korea, 2008. — Vol. 40, no. 4. — P. 255—268. — ISSN 0372-7327.
  139. Power Uprate in Nuclear Power Plants: Guidelines and Experience. — Vienna: IAEA, 2011. — P. 67—84. — 178 p. — (IAEA Nuclear Energy Series No. NP-T-3.9). — ISBN 978-92-0-111610-9.
  140. Auh G. S., Ban C. H. Power uprates for operating plants in Korea (англ.) // Implications of power uprates on safety margins of nuclear power plants. — Vienna: IAEA, 2004. — P. 103—108. — ISBN 92-0-112004-4. — ISSN 1011-4289.
  141. Игнатов В. И., Шутиков А. В., Рыжков Ю. А., Копьев Ю. В., Рыжов С. Б., Беркович В. Я., Семченков Ю. М., Аминов Р. З., Хрусталев В. А. Повышение номинальной мощности энергоблоков Российских АЭС с ВВЭР-1000 // Теплоэнергетика. — М.: Наука, 2009. — № 11. — С. 63—66. — ISSN 0040-3636.
  142. Ignatov V. I., Shutikov A. V., Ryzhkov Yu. A., Kop’ev Yu. V., Ryzhov S. B., Berkovich V. Ya., Semchenkov Yu. M., Aminov R. Z., Khrustalev V. A. Increasing the rated capacity of power units installed at Russian nuclear power stations equipped with VVER-1000 reactors (англ.) // Thermal Engineering. — New York: Springer, 2009. — Vol. 56, no. 11. — P. 963—966. — ISSN 1555-6301.
  143. Шутиков А. В. Освоение и опыт эксплуатации АЭС на повышенном уровне мощности. Перспективы дальнейшего повышения мощности до 110% и 112%. Седьмая международная научно-техническая конференция «Безопасность,эффективность и экономика атомной энергетики». Тезисы докладов. Росэнергоатом (26 мая 2010). Проверено 13 сентября 2010. Архивировано 21 августа 2011 года.
  144. Итоговый документ МНТК 2011. Седьмая международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Гидропресс (26 мая 2010). Проверено 13 сентября 2010. Архивировано 22 января 2012 года.

Литература[править | править вики-текст]

Ссылки[править | править вики-текст]